El 2025 la capacidad de generación renovable se incrementó en 7% respecto al 2024
La Organización Latinoamericana y Caribeña de Energía (OLACDE) dio a conocer el Panorama Energético de América Latina y el Caribe 2025, su publicación anual de referencia que 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.
El informe confirma que 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.
Resultados año 2025
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 final de electricidad el 2025 es 3.7% superior al registrado en 2024; y el consumo per cápita se incrementò en 2.6%.
En ALC las ventas de autos livianos electrificados siguen creciendo de forma contundente, 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%.
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.
El año 2025 la generación eléctrica con carbón mineral disminuyó un 21%; y con petróleo y derivados un 31%.
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 en 13%.
Proyecciones al año 2050 en escenario 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%.
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.
Transición energética
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 el 2050, el 40% de la electricidad total consumida por el sector comercial y de servicios, una tercera parte del consumo total de energía de dicho sector, un 10% del consumo eléctrico total de la región y un 4% del consumo total final de energía de la región en dicho año.
Electricidad y producción de hidrógeno verde
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%.
El Panorama Energético de América Latina y el Caribe 2025 se consolida, así como una herramienta clave para la toma de decisiones, ofreciendo evidencia sólida sobre el rumbo de la transición energética regional y los desafíos técnicos, económicos y de inversión que deberán abordarse en las próximas décadas.
A fin de destacar el potencial energético de la provincia y construyendo alianzas estratégicas que impulsen el desarrollo, el gobernador Rolando Figueroa recibió hoy a directivos del consorcio brasileño GásBra Energía SA, recientemente conformado y que representa a empresas industriales del sector productivo de San Pablo; y Garantía Capital Ltd.
En el encuentro en Casa de Gobierno, también estuvieron presentes 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 objetivo de la visita de la delegación brasileña es conocer de cerca la actividad que se está desarrollando en la provincia y poder avanzar en una agenda de trabajo que les permita comprar gas de Vaca Muerta en el futuro.
El ministro Medele explicó que “desde Brasil, conformaron un consorcio de empresas consumidoras. Es decir, son empresas que consumen gas y le compran gas al mercado. Ya con ese conglomerado decidieron venir acá a Neuquén”.
Agregó que “GásBra está compuesta por distintos empresarios, empresas e industrias del complejo productivo de São Paulo. El objetivo de ellos es entender un poco cuánto volumen podrían comprar a la industria local, a las operadoras locales. También entender cómo podrían llevarlo, si pueden llevarlo por los gasoductos existentes o tendrían que mejorar alguna parte. Además de entender la cadena de valor completa”.
El ministro precisó que “la industria petrolera neuquina tiene muchos años y está muy acostumbrada al petróleo. Eso tiene mucho valor, porque no es una actividad nueva, no es una actividad que hay que aprender”. “Nuestra gente sabe cómo debe trabajarse en el petróleo y eso también los empresarios que vienen de otros países lo aprecian mucho”, resaltó.
BRASIL ES EL GRAN DESTINO REGIONAL DE NUESTRO GAS
Recibimos en Neuquén a integrantes del Consorcio GasBra S.A., con quienes avanzamos en el diseño de un proyecto integral para el aprovechamiento sostenible del gas de Vaca Muerta y su exportación al mercado brasileño.
Medele sostuvo: “Entendemos que ahora nuestro trabajo es salir a buscar mercados, como Chile, Brasil y Uruguay; mercados de la región a los que se pueda llegar rápidamente y que podamos tener planes de inversión en el corto plazo”.
En tanto el CEO de GásBra, Marco Maia, expresó la satisfacción de “poder participar de este proyecto que dialoga con intereses brasileños que necesitan gas, necesitan energía para su desarrollo, para su crecimiento y también para los intereses de Neuquén, que dispone de este gas, de esta energía para Brasil. Es un proyecto muy interesante que tiene conexión con los intereses de ambos lados”.
Además, destacó que “estamos extremadamente satisfechos con esta posibilidad, con este proyecto y con todo aquello que Neuquén nos ha presentado en este momento”.
Maia adelantó que “mañana vamos a ir a visitar Vaca Muerta y hoy por la tarde tendremos un encuentro donde discutiremos el proyecto en sí, presentaremos todas las ideas y todas las cuestiones que envuelven un proyecto de esta magnitud”.
Agregó que “estamos trabajando para algo de 30 años, por lo tanto, es estratégico tanto para Neuquén como para el Brasil”. Por último, indicó que “hoy nos damos un plazo de seis meses para montar toda la estructura del proyecto”.
Cabe recordar que este encuentro surgió a partir de la visita a Río de Janeiro en octubre, con motivo de la Offshore Technology Conference (OTC) Brasil 2025, donde el gobernador Rolando Figueroa se reunió con distintos grupos de empresas que mostraron interés en gas de Vaca Muerta.
El Gobierno de Uruguay anunció este lunes que limitó el área de prospección de hidrocarburos a las empresas que exploran el mar territorial uruguayo y prohibió realizar la actividad a menos de un kilómetro de animales, como parte de un paquete de protección ambiental.
“Esta administración resuelve que esta nueva etapa se haga con garantías que nos colocando en primer nivel en materia de protección de fauna marina y con medidas de mitigación y conservación”, dijo el ministro de Ambiente, Edgardo Ortuño, al anunciar el plan.
Ortuño detalló ante la prensa que “se limitó y acotó el área de desarrollo” de la prospección sísmica y que “se imponen medidas de compensación en casos de afectación”.
La prospección se realizará a una distancia de entre 150 y 300 kilómetros de la costa, indicó. Subrayó que se duplicaron las medidas de protección de la fauna marina para cuidar “ballenas, delfines, lobos marinos y tortugas marinas”, y destacó que no se podrá hacer prospección “en un radio menor a 1.000 metros de estos animales”. “Si aparecen se debe detener la actividad y dar el tiempo suficiente para su alejamiento”, recalcó.
Las empresas deberán trabajar en la zona con cuatro técnicos especialistas en fauna marina, más allá de las inspecciones del ministerio de Ambiente. “Estamos conscientes, comprometidos, sensibilizados con la necesidad de la protección de la biodiversidad marina”, sostuvo Ortuño.
Organizaciones ambientalistas se han movilizado especialmente en el departamento de Maldonado (este), con costa en el Río de la Plata y en el océano Atlántico, preocupadas por los efectos de la prospección sísmica en el mar uruguayo.
“La respuesta a las preocupaciones y movilizaciones es diálogo e información para ubicar en el tiempo, sobre todo a las generaciones más jóvenes”, aseveró el ministro.
La Corte Suprema de Justicia de la Nación resolvió que el patrimonio de YPF S.A. no se confunde con el del Estado Nacional, en un fallo sobre competencia judicial que tiene implicancias directas para la defensa argentina en los tribunales de Nueva York.
El máximo tribunal declaró competente a la Justicia provincial de Río Negro para investigar una denuncia por usurpación de un predio de la petrolera, al considerar que no existe afectación directa al patrimonio del Estado que justifique la intervención federal.
En una sentencia firmada por los ministros Horacio Rosatti, Carlos Rosenkrantz y Ricardo Lorenzetti, el máximo tribunal del país declaró competente a la Justicia provincial de Río Negro para investigar una denuncia por usurpación de un predio de la petrolera, al considerar que no existe afectación directa al patrimonio del Estado que justifique la intervención federal. El fallo se basó en la ley 26.741 que estableció la estatización del 51% del paquete accionario de YPF en 2012, durante el segundo mandato de Cristina Kirchner.
Las claves del fallo de la Corte Suprema
El tribunal recordó que el artículo 15 de esa ley establece que la operación y funcionamiento de la sociedad se enmarca en las normas que regulan a las sociedades anónimas y que “no le son aplicables las normas que reglamentan la administración, gestión y control de las empresas o entidades en las que el Estado Nacional o los Estados provinciales tengan participación”.
En su fallo, la Corte expuso tres argumentos centrales sobre la separación patrimonial entre YPF y el Estado nacional. Uno de ellos es que la petrolera tiene personalidad jurídica propia como sociedad anónima regida por la ley 19.550. Además, señaló que su patrimonio no se confunde con el estatal, según lo establecido en el artículo 143 del Código Civil y Comercial de la Nación.
Y por último, indicó que ese patrimonio resulta ajeno al sistema de control previsto para el Sector Público Nacional en la Ley de Administración Financiera 24.156.
“La presunta afectación del patrimonio de la sociedad no equivale a la afectación del patrimonio del Estado Nacional”, determinó el fallo, tras agregar que cualquier repercusión sobre el Estado es “solamente indirecta” en su carácter de accionista mayoritario.
Aunque el fallo resolvió una cuestión de competencia judicial interna, su doctrina fortalece la posición de la Procuración del Tesoro de la Nación en el litigio que enfrenta Argentina en Nueva York por el embargo de acciones de YPF. La defensa argentina sostiene ante los tribunales de EE.UU. que YPF es una entidad autónoma con personalidad jurídica independiente, y que el Estado Nacional no puede disponer libremente de sus acciones en violación a la ley 26.741.
La resolución de la Corte Suprema ratifica esos argumentos, al establecer que existe separación patrimonial entre la sociedad y el Estado, y que la legislación argentina impone límites específicos sobre la gestión de las acciones expropiadas.
En la causa que se tramita en EE.UU. por la estatización de YPF, la Corte de Apelaciones del Segundo Circuito de Nueva York fijó semanas atrás fecha para la audiencia donde la defensa argentina presentará su apelación de manera oral por el fallo de la jueza Loretta Preska que obliga a transferir el 51% de las acciones de la petrolera. Los argumentos de la apelación se escucharán en la semana del 3 de marzo de 2026.
Preska, vale recordar, decidió en septiembre de 2023 que la Argentina debía pagarle U$S16.100 millones a los demandantes por la expropiación de YPF. Este año dictaminó también que parte del pago tenía que hacerse con las acciones de la petrolera.
El ministro de Gobierno bonaerense, Carlos Bianco, anunció que a partir de enero de 2026 la provincia de Buenos Aires aplicará modificaciones en el esquema de subsidios energéticos, en línea con los cambios normativos que impulsa el Gobierno nacional. Las medidas apuntan, según explicó, a mejorar los criterios de inclusión y exclusión del sistema de tarifa social y a adecuarse a la nueva segmentación que definirá la Secretaría de Energía de la Nación.
“Hay algunos cambios que se vienen en materia de subsidios a la energía en la provincia de Buenos Aires, en virtud de las modificaciones que está llevando adelante el Gobierno nacional en materia energética”, señaló Bianco en conferencia de prensa desde la Gobernación bonaerense, al anticipar que las definiciones serán anunciadas con antelación para evitar que los usuarios se vean afectados de manera sorpresiva.
Uno de los ejes centrales de la modificación será la eliminación de la tarifa social para residencias ubicadas en barrios cerrados. Según detalló, a partir de enero de 2026 dejarán de recibir subsidios unos 79.500 usuarios en toda la provincia, de los cuales 66.900 corresponden al Gran Buenos Aires, en áreas reguladas por Edenor y Edesur, y otros 12.600 al interior bonaerense, bajo la órbita del OCEBA.
“Se van a eliminar todos los subsidios, todas las tarifas sociales a todas aquellas residencias que están en barrios cerrados”, explicó Bianco, al precisar que la medida surge de un trabajo conjunto con la Agencia de Recaudación de la Buenos Aires (ARBA) y el Ministerio de Economía provincial, orientado a revisar los criterios de asignación del beneficio.
En paralelo, el Ministro describió el nuevo esquema de segmentación energética que impulsa la Nación y que actualmente se encuentra en consulta pública. El funcionario bonaerense recordó que el sistema vigente clasifica a los usuarios en tres categorías:
N1, de altos ingresos, sin subsidio;
N2, de bajos ingresos, con un subsidio del 65% hasta cierto nivel de consumo;
N3, de ingresos medios, con un subsidio del 50% en un tramo acotado.
Ese esquema será reemplazado por uno de dos categorías: “Va a haber hogares con subsidio, que van a ser hogares con ingresos menores a tres canastas básicas totales”, explicó Bianco, y detalló que recibirán asistencia sobre el consumo de hasta 300 kWh mensuales en meses de alta demanda y hasta 150 kWh en meses de clima templado.
La segunda categoría será la de hogares sin subsidio, integrada por aquellos con ingresos superiores a tres canastas básicas totales, que no recibirán ningún tipo de asistencia energética. Bianco remarcó que estas definiciones nacionales impactan directamente en el esquema provincial de subsidios.
En ese marco, explicó que la Provincia de Buenos Aires tenía un sistema que “en cierta parte espejaba esos criterios” para las empresas reguladas por el OCEBA. Allí existían dos grupos: uno de usuarios con ingresos menores a dos salarios mínimos, que continuará recibiendo la tarifa social, y otro grupo que replicaba la categoría N2 nacional.
Con la eliminación de la categoría N2 a nivel nacional, ese segundo grupo provincial quedaría alcanzado por la quita de subsidios. Sin embargo, Bianco aclaró que la Provincia sostendrá el beneficio para esos usuarios, siempre que cumplan determinadas condiciones.
“Nosotros los vamos a poder seguir subsidiando, los vamos a poder seguir incluyendo en la tarifa social provincial, siempre y cuando se anoten en la página web del Organismo de Control de Energía Eléctrica de la Provincia de Buenos Aires (OCEBA) y cumplan obviamente las condiciones para obtener el subsidio energético”, afirmó Bianco, y subrayó que el objetivo de adelantar estos anuncios es informar con tiempo a los usuarios bonaerenses. “No queremos que nuestros usuarios de golpe se enteren que se han quedado sin subsidios por esta modificación regulatoria a nivel nacional”, concluyó.
El impacto del nuevo esquema en la tarifa social bonaerense
Las modificaciones anunciadas por el ministro de Gobierno se inscriben en un contexto de cambios más amplios en la política energética nacional, que comenzarán a regir formalmente a partir del 1º de enero de 2026. La Provincia busca, según explicó Bianco, amortiguar el impacto de esas decisiones sobre los sectores de menores ingresos.
En ese sentido, la continuidad de la tarifa social provincial para usuarios que queden excluidos del esquema nacional dependerá de la inscripción en el registro correspondiente y del cumplimiento de los requisitos establecidos por el OCEBA. La Provincia anticipó que brindará mayores precisiones operativas en los próximos meses.
El rediseño del sistema de subsidios también implica una revisión más estricta de los criterios patrimoniales y de localización de las viviendas, como en el caso de los barrios cerrados, que dejarán de estar alcanzados por el beneficio.
La empresa provincial Hidrocarburos del Neuquén S.A. (Hidenesa) continúa ejecutando la obra de extensión de la red de gas natural en Villa del Nahueve, un proyecto estratégico que forma parte del plan provincial para llevar este servicio esencial a las localidades del Alto Neuquén. La iniciativa permitirá conectar a Villa del Nahueve y Bella Vista con el sistema troncal, avanzando desde la estación reguladora de Cayanta y marcando un paso clave hacia la autosuficiencia energética regional.
Actualmente, la obra registra un 25 por ciento de avance, con importantes progresos en el tendido de cañerías. El proyecto contempla la instalación de más de 11 kilómetros de cañería, que permitirán abastecer con gas natural a 250 usuarios residenciales de Villa del Nahueve.
Ya se encuentra finalizada la red domiciliaria de la zona de Los Carrizos, mientras que continúan las tareas vinculadas a los distintos cruces -incluyendo el cruce del puente- y el avance en los primeros dos kilómetros hacia Bella Vista.
La obra utiliza el método de soterramiento de cañerías de gas junto con bitubos para fibra óptica, una tecnología ya implementada con éxito en etapas anteriores, como la ejecutada hacia las localidades de Guañacos y Los Miches. Esta innovación no solo optimiza tiempos y recursos, sino que también permite planificar el desarrollo integral de infraestructura para la región.
La extensión de la red en Villa del Nahueve forma parte de una segunda etapa de obras que alcanzará también a Las Ovejas, con el objetivo de cubrir todo el Alto Neuquén con gas natural y reducir la dependencia del Gas Licuado de Petróleo (GLP).
Con esta iniciativa, el Gobierno de la Provincia del Neuquén continúa avanzando en políticas energéticas que mejoran la calidad de vida de las comunidades, impulsan el arraigo y fortalecen el desarrollo territorial de la zona norte.
YPF Energía Eléctrica S.A. (“YPF Luz”) anunció el resultado de colocación de las Obligaciones Negociables Clase XXIII en el mercado local por un monto total de US$ 45 millones a una tasa del 6,75% con vencimiento 15 de diciembre 2028.
La demanda del mercado superó las expectativas con casi 4.600 órdenes y ofertas por más de US$ 78 millones, confirmando la confianza de los inversores en la compañía.
El monto obtenido será destinado a financiar el plan de inversiones de capital, refinanciación de deuda de corto plazo e integración de capital de trabajo, entre otros.
La información para inversores se encuentra disponible en el sitio oficial de YPF Luz.
Según fuentes cercanas a Energía Estratégica, el escrutinio y cómputo de actas de las elecciones generales en Honduras ha concluido, con una ventaja de aproximadamente 40 mil votos a favor de Nasri Asfura, candidato del Partido Nacional, sobre Salvador Nasralla, del Partido Liberal.
Sin embargo, el proceso aún no ha finalizado oficialmente. El Partido Liberal ha solicitado la revisión de 19 mil actas ante el Consejo Nacional Electoral (CNE), que se encuentra en pleno desarrollo esta semana. La declaratoria oficial del nuevo presidente deberá emitirse, por ley, a más tardar el 30 de diciembre.
La falta de una definición institucional clara preocupa especialmente al sector energético, que observa cómo la incertidumbre impacta directamente en la continuidad técnica, la atracción de capital y la ejecución de proyectos estratégicos.
Desde el ecosistema de las energías renovables se sostiene que Honduras tiene una oportunidad real de construir un sistema eléctrico moderno, competitivo y sostenible. No obstante, advierten que para convertir ese potencial en resultados concretos, es indispensable reducir la incertidumbre institucional, hoy centrada en la falta de definiciones sobre quiénes conducirán las entidades clave del sector.
Se trata de instituciones como la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE), la Secretaría de Energía (SEN), la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE), el Consejo Nacional de Energía (CND), la Secretaría de Finanzas (SEFIN), la Secretaría de Recursos Naturales y Ambiente (SERNA) y el Instituto de Conservación Forestal (ICF), todas fundamentales para garantizar continuidad técnica, seguridad jurídica y estabilidad financiera en el sistema eléctrico.
La designación oportuna de autoridades técnicas no es un tema político menor, sino una condición para recuperar la confianza de los inversores, asegurar el cumplimiento de pagos y facilitar la implementación de proyectos de largo plazo, especialmente aquellos vinculados a renovables.
La situación es crítica también porque no se han definido los equipos técnicos que acompañarán al sistema eléctrico. Las fuentes consultadas remarcan que apenas se proclame un ganador, es urgente que los equipos designados comiencen a informarse a fondo sobre la situación real del sistema, para poder avanzar rápidamente en medidas prioritarias.
Una de ellas es la reducción de pérdidas técnicas y no técnicas, señalada como un problema estructural que pone en jaque la liquidez de la ENEE. Sin resolver este punto, cualquier plan de expansión o mejora del servicio, incluyendo la incorporación de nuevas fuentes renovables, se verá limitado.
También se destaca que el Congreso Nacional debe acompañar con una agenda legislativa clara, orientada a ofrecer certezas regulatorias y promover inversión privada responsable.
En ese marco, la licitación de 1.500 MW de nueva capacidad de generación estaba prevista para adjudicarse en el primer trimestre de 2026. Sin embargo, la indefinición institucional actual pone en riesgo ese calendario, ya que sin autoridades designadas en el Ejecutivo, el Congreso y los entes técnicos, no es posible avanzar con garantías en la evaluación, negociación y aprobación de contratos a largo plazo.
Un clima político frágil
El escenario electoral fue calificado por medios y observadores como una de las contiendas más ajustadas y tensas en la historia reciente del país. Al cierre de la jornada electoral, el CNE suspendió el conteo de actas con un empate técnico, lo que provocó desconfianza social, amplificada por fallas en los sistemas biométricos y de transmisión de datos, y acusaciones públicas de fraude entre consejeros del propio CNE.
En este contexto, Salvador Nasralla —quien ha denunciado irregularidades en elecciones anteriores— pide ahora un recuento manual de voto por voto, mientras sectores del actual Gobierno proponen anular el proceso y mantenerse en funciones, a pesar de haber obtenido apenas el 19 % del voto.
El riesgo de ingobernabilidad institucional es alto, y su impacto en el sector eléctrico puede ser inmediato: sin autoridades definidas, no puede avanzarse en licitaciones, pagos, diagnósticos ni planificación técnica.
Zelestra consolida su estrategia en el mercado peruano, con una proyección de 1 GW solar al 2030 y un plan de inversiones estimado entre USD 1000 y 1500 millones, aunque advierte que el desarrollo de nuevos proyectos está en riesgo si no se implementan señales claras desde el Gobierno.
“Es imperativo que el Ministerio dé las señales que el mercado necesita”, afirmó Juan Pedro Aramburu, country manager de Zelestra en Perú y presidente de la Sociedad Peruana de Energías Renovables (SPR), en diálogo con EnergíaEstratégica.
Como presidente de la SPR, Aramburu advierte que aún faltan reglamentos clave para que las renovables puedan avanzar en el país. En particular, pone el foco sobre los borradores de reglamento para subastas de las distribuidoras, los cuales, según señala, solo permiten la participación de proyectos ya operativos o construidos, limitando la posibilidad de que nuevos desarrollos ingresen al sistema.
“Es fundamental que se habiliten licitaciones que consideren proyectos nuevos. Eso ampliará la oferta, aumentará la competencia y reducirá los precios para los usuarios”, apuntó.
Actualmente, explica, los precios marginales del sistema están por debajo de los 30 dólares por MWh, mientras que los precios en barra superan los 65 dólares, reflejando una desconexión entre la competitividad real de las tecnologías renovables y lo que pagan los consumidores.
“Sin reglas claras, los inversionistas se detienen y los bancos perciben mayor riesgo. Eso se traduce en tarifas más altas para todos los peruanos”, alertó.
También criticó señales contradictorias entre organismos del Estado, como el COES y Osinergmin, que en algunos casos han emitido requerimientos técnicos que entran en conflicto con la ley vigente. “Lo que está pasando con la ARPF es grave: hay entidades que están exigiendo incorporar baterías a proyectos que ya fueron aprobados, con PPA firmados. Eso rompe las condiciones de financiamiento”, advirtió.
Un cambio regulatorio retroactivo, insiste, implica modificar permisos ambientales, sumar CAPEX no previsto y renegociar contratos de deuda. “Esto termina afectando la competitividad del país. No es solo un problema de los desarrolladores: si las reglas cambian en mitad del partido, el usuario final paga más caro”, subrayó.
Portafolio y posicionamiento de Zelestra en Perú
Cabe recordar que recientemente se anunció la adquisición de la plataforma de Zelestra por parte de Promigas, operación que aún está en proceso de cierre y que no implica cambios en la misión ni en el equipo actual. “Es principalmente un cambio de accionista. La plataforma y los objetivos se mantienen intactos”, aseguró Aramburu.
Zelestra cuenta con tres proyectos solares maduros que planea iniciar en 2026. El más avanzado es Babilonia, de 140 MW, con construcción prevista para enero y entrada en operación a mediados de 2027. “Ya están todos los ingredientes listos para iniciar la construcción. El proyecto tiene un PPA desde el primer trimestre de 2025 y estamos muy cerca del cierre financiero”, detalla Aramburu.
A ese parque se suman San Joaquín, de 120 MW, que comenzará obras en julio, y un tercer proyecto en proceso de adquisición, también previsto para ese mismo año. En paralelo, la empresa desarrolla otros tres proyectos greenfield, por unos 600 MW, cuya operación está pensada para 2029.
Por otra parte, también analiza incorporar almacenamiento a sus parques solares, en función del avance del reglamento de la Ley 32409, que regula los servicios complementarios. “Es clave que ese reglamento mantenga el espíritu de la ley y cree un mercado competitivo. Solo así podremos tomar decisiones óptimas sobre almacenamiento”, explicó Aramburu.
Según el ejecutivo, una mala implementación, con exigencias generalizadas, podría generar sobreinversiones ineficientes que terminarían afectando al usuario final. “Si todo el mundo tiene que poner baterías por igual, se va a sobredimensionar el sistema y los costos van a subir. Las inversiones deben responder a señales reales de mercado”, enfatizó.
El Country Manager de la compañía aseguró, en diálogo con Energía Estratégica, que mantienen abierta la posibilidad de expandirse hacia la energía eólica. Aunque aún no hay anuncios formales, Aramburu confirmó que la empresa está “mapeando muy bien todos los proyectos en desarrollo” y que tomará decisiones cuando encuentren oportunidades comerciales sólidas.
“Somos una empresa enfocada en el cliente final. Diseñamos nuestros proyectos en función de lo que necesita el mercado”, afirmó. El modelo de negocios de la compañía se basa en lo que el ejecutivo define como “ingeniería hacia atrás”, es decir, priorizar la demanda antes que desarrollar infraestructura sin respaldo comercial.
De cara a 2026, Zelestra espera tener entre dos y tres proyectos en construcción simultánea, por un total de 360 MW, y haber cerrado una nueva adquisición para comenzar obras en 2027. “No conozco otra empresa en Perú que esté construyendo tres proyectos en paralelo. Queremos ser un actor relevante en solar, eólica y almacenamiento”, destacó Aramburu.
Pero para eso, insiste, el Estado debe enviar señales firmes, coherentes y urgentes. “El Perú tiene los recursos naturales y la tecnología. Lo que falta es un marco regulatorio que dé confianza y permita que esa competitividad se transforme en inversión y mejores precios para todos”, concluyó.
Trina Solar anticipa un nuevo ciclo de crecimiento para el mercado fotovoltaico colombiano a partir de 2027. Con subastas previstas para 2026, la compañía considera que ese año será clave como fase de transición técnica y comercial para los desarrollos que se consolidarán al año siguiente.
Su estrategia es clara: capturar al menos un 15% del mercado, con ambición de alcanzar el 20% si las condiciones de volumen lo permiten.
En una entrevista en exclusiva durante Future Energy Summit (FES) Colombia, Andrés Iriarte, utility scale director de la firma, analizó las perspectivas del sector y destacó el rol que la compañía busca ocupar en los próximos años.
En su visión, la actividad aumentará considerablemente después de un periodo de preparación. “Esperamos una explosión en 2027”, sostuvo al anticipar el volumen de proyectos que se materializará en ese período.
La empresa ya participa en una fracción significativa de los proyectos solares en ejecución en Colombia, aportando módulos de alta eficiencia, estructuras fijas o trackers, y también soluciones de almacenamiento propias.
Esa propuesta integral es parte de un enfoque que busca no solo vender tecnología, sino optimizar el diseño técnico de las plantas para maximizar su rendimiento a largo plazo.
“No basta con ofrecer un buen producto: hoy los desarrolladores buscan un socio tecnológico que entienda el proyecto desde la ingeniería hasta la operación”, explicó Iriarte.
La presencia de Trina en Colombia no es nueva. Desde antes de que se concretaran los primeros proyectos de distribución, la compañía había desplegado un equipo local comercial y técnico.
Esa estrategia —replicada en mercados como Brasil, Argentina, México, Chile y Centroamérica— se basa en anticiparse a la maduración de los ecosistemas renovables, identificando cuándo un mercado comienza a perfilarse como estratégico.
El ejecutivo diferenció el escenario colombiano de otros de la región por su complejidad regulatoria y por las limitaciones financieras que enfrentan algunos proyectos de gran escala. Aun así, la firma apuesta por sostener su presencia y crecer a medida que el pipeline se active.
Un año de transición técnica, hacia un 2027 de ejecución
El análisis de la empresa es que 2026 será un año de preparación técnica, donde la definición del diseño eléctrico, la selección de módulos y estructuras, y el ajuste de soluciones de almacenamiento serán claves para garantizar la ejecución exitosa de los proyectos.
“Ese año va a exigir mucha ingeniería de detalle, y sobre todo cercanía con el cliente para adaptar cada solución a la realidad del terreno, del clima y del modelo financiero”, planteó Iriarte.
El foco estará puesto en proyectos utility, pero también en el segmento comercial-industrial, donde Trina ya tiene presencia activa con tecnologías adaptadas a necesidades específicas.
Aunque algunos desarrollos comenzarán a construirse en 2026, la compañía proyecta que el volumen más significativo de ejecución llegará al año siguiente.
En paralelo, Trina Solar sigue avanzando en otros mercados donde el segmento utility está detenido, como México, gracias a su fortaleza en generación distribuida.
Colombia se posiciona como un mercado prioritario para la firma en la región, con más de 500 MW estimados para el cierre de 2025 y nuevas subastas por delante. Trina ya trabaja con desarrolladores en fases de preventa y diseño, y apuesta a que sus soluciones integradas sean una ventaja competitiva para capitalizar el nuevo ciclo.
“Si los proyectos se diseñan bien desde el inicio, con criterios técnicos y visión de largo plazo, la curva de aprendizaje del sector colombiano se va a acelerar mucho más rápido de lo que se piensa”, concluyó el representante.
GásBra proyecta un gasoducto que conecte Vaca Muerta con Brasil.
El consorcio empresarial GásBra del Brasil trabaja en un proyecto integral de producción y exportación de gas natural en firme a través de un gasoducto dedicado de 1630 km de extensión entre Vaca Muerta y Uruguaiana, confirmaron desde el consorcio ante una consulta de EconoJournal. La inversión estimada asciende a US$7000 millones solo en la Argentina, US$2500 millones en upstream y US$4500 millones en infraestructura.
La intención es que Gas y Petróleo de Neuquén (GyP) garantice volúmenes iniciales disponibles como respaldo de los contratos de exportación, en paralelo a la inversión que irán realizando en el upstream neuquino.
El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, recibió este lunes a los directivos del consorcio brasileño GásBra Energía SA, encabezada por su presidente, Marco Maia. También estuvo presente el presidente de Garantía Capital Ltd, Luiz Cézar Fernandes. Fernandes es uno de los fundadores del Banco Pactual, actualmente conocido como BTG Pactual, uno de los bancos de inversión más relevantes del Brasil.
Figueroa tuvo un primer contacto con el consorcio en octubre durante la Offshore Technology Conference (OTC) celebrada en Brasil. El Ministerio de Energía y Recursos Naturales de Neuquén y GásBra firmaron en esa ocasión un memorando de entendimiento (MoU) para cooperar en el diseño de un proyecto orientado al aprovechamiento sostenible de los recursos gasíferos neuquinos y a la integración de la infraestructura energética regional.
El vicepresidente de GasBra, Luis Buffa, el gobernador Rolando Figueroa y el presidente de GasBra, Marco Maia.
Proyecto con gasoducto dedicado al Brasil desde Vaca Muerta
EconoJournal confirmó que el proyecto integral de producción y exportación de gas al Brasil impulsado por el consorcio GásBra incluye la construcción de un gasoducto dedicado de 1630 km hasta la localidad brasileña de Uruguaiana y con una capacidad de transporte de 30 millones de m³ diarios.
GásBra busca un permiso de exportación en firme por 30 años, similar al que la Secretaría de Energía de la Nación concedió al consorcio Southern Energy para su proyecto de exportación de GNL.
El consorcio brasileño ya está delineando un plan de inversión en upstream para respaldar con molécula propia los volúmenes que se comprometerán a la exportación. Gas y Petróleo del Neuquén, la petrolera estatal provincial, aportaría áreas de gas seco en Vaca Muerta para ese desarrollo.
Sin embargo, la expectativa es que GyP pueda inicialmente proveer moléculas propias, de forma tal de viavilizar el financiamiento del proyecto. “El primer gas será de GyP, que va a facilitar las áreas para que Brasil tenga acceso a la molécula, mientras se van desarrollando las áreas nuevas por parte del consorcio. También se puede comprar volúmenes a los productores”, explicó Fernando Olaizola, director de Operaciones de GásBra.
El consorcio GásBra
Figueroa recibió en Neuquén a la delegación de GasBra y Garantia Capital.
El consorcio GásBra es un vehículo empresarial creado recientemente que está integrando a empresas industriales y distribuidoras de gas del sur de Brasil, principalmente de San Pablo.
El presidente del consorcio, Marco Maia, participó en la reunión del lunes con Figueroa y explicó que demorarán seis meses en montar toda la estructura del proyecto. “Estamos trabajando para algo de 30 años, por lo tanto, es estratégico tanto para Neuquén como para el Brasil”, expresó Maia.
Maia también expresó la satisfacción de “poder participar de este proyecto que dialoga con intereses brasileños que necesitan gas, necesitan energía para su desarrollo, para su crecimiento y también para los intereses de Neuquén, que dispone de este gas, de esta energía para Brasil”. “Es un proyecto muy interesante que tiene conexión con los intereses de ambos lados”,añadió.
André Perfeito y Luiz Cezar Fernandes de Garantía Capital sobrevolaron Vaca Muerta en la mañana del martes.
Gas y Petróleo de Neuquén
Gas y Petróleo es la petrolera estatal de la provincia de Neuquén. La gobernación busca que la empresa tenga un rol más protagónico en la producción no convencional en Vaca Muerta en los tiempos venideros, una posibilidad que el gobierno nacional habilitó a través de la Ley de Bases sancionada en 2024.
La Ley de Bases habilitó que la provincia pudiera imponer en carry (es decir, sin asumir compromiso de inversión) a GyP como socio obligatorio de los privados asegurándole un porcentaje minoritario de las nuevas concesiones en Vaca Muerta.
Concretamente, la gobernación definió este año que la petrolera estatal tendrá una participación accionaria obligatoria del 10% en cada concesión no convencional de hidrocarburos (Cench) nueva que la provincia conceda en Vaca Muerta. También decidió profundizar en el cobro de regalías en especie, es decir, en los volúmenes físicos de petróleo y gas que la provincia puede comercializar directamente.
Exportaciones
El proyecto de GásBra exhibe el potencial de Vaca Muerta para suministrar gas a la región. El gobernador de Neuquén destacó en las últimas horas el acuerdo entre Pan American Energy (PAE) y la Administración Nacional de Usinas y Trasmisiones Eléctricas (UTE) de Uruguay para exportar gas natural desde Neuquén con destinoa la generación térmica del vecino país.
«A comienzos de año nos reunimos con el presidente de Uruguay, Yamandú Orsi, para dialogar sobre el potencial de la cuenca neuquina como proveedor energético del Cono Sur. Hoy esos encuentros dan resultados: los países vecinos vuelven a confiar en nuestro gas y petróleo como motores del desarrollo y la integración latinoamericana«, celebró Figueroa en su cuenta de X.
El objetivo de la empresa consistió en maximizar la eficiencia apoyada en tres pilares de inversión durante 2025: tecnología aplicada, inteligencia artificial y capacitación del capital humano.
TB Cargo, empresa con 51 años de trayectoria en soluciones de transporte de carga, difundió un balance de gestión que destaca su capacidad de adaptación, su foco estratégico en la productividad y su fortalecimiento operativo en toda la región. “A pesar de la desaceleración de la actividad y el incremento de costos en dólares, la compañía sostuvo un desempeño sólido. La coyuntura llevó a una racionalización de estructuras y a una gestión orientada a maximizar la eficiencia, apoyada en tres pilares de inversión durante 2025: tecnología aplicada, inteligencia artificial y capacitación del capital humano”, destacaron desde la compañía.
Aceleración de la productividad
Entre los avances más relevantes se encuentran la implementación de IA para el mapeo de rutas, la optimización de procesos y el impulso de campañas comerciales más precisas; el desarrollo y consolidación de la App TB Cargo y su integración con SAP para robustecer la trazabilidad y la gestión logística; y la ejecución de programas de liderazgo y coaching destinados a profesionalizar equipos y detectar talento interno.
En este proceso, la compañía subrayó el rol estratégico de sus oficinas y colaboradores en los siete países donde opera, que participaron activamente en la adopción de nuevas herramientas y en la estandarización de procedimientos. Las sedes regionales aportaron conocimiento local, mejoras operativas y capacidad de respuesta para acompañar los proyectos en cada mercado, lo que fortaleció la cultura colaborativa y permitió una implementación homogénea de las innovaciones en toda la red.
“En un año que nos ha exigido adaptarnos rápidamente, hemos reafirmado nuestro compromiso con la innovación y la eficiencia”, señaló Pablo Piccirilli, vicepresidente de TB Cargo.
Pablo Piccirilli, vicepresidente de TB Cargo.
Actividad regional
La actividad regional también dejó resultados significativos. En Chile, la compañía avanzó en operaciones vinculadas al movimiento de baterías BESS; en Perú, ejecutó el transporte de Rigs petroleros y cargas internacionales; y en Brasil intervino en proyectos de cargas industriales, consolidando su presencia en sectores estratégicos como energía y minería.
Con la mirada puesta en 2026, TB Cargo proyecta un escenario de crecimiento sostenido. “Tenemos muy buenas expectativas para el año próximo, en el que seguiremos trabajando con el mismo compromiso y la dedicación que nos han caracterizado durante más de cinco décadas”, afirmó Lisandro Garmendia, presidente de la compañía.
La Unión Europea introdujo en 2024 la regulación del metano.
La Unión Europea no modificará por el momento una regulación sobre las emisiones de metano que los Estados Unidos está pidiendo eliminar o revisar. La norma, que obliga a los importadores de energía en Europa a reportar las emisiones de metano, es monitoreada de cerca por las productoras en Vaca Muerta que aspiran a exportar el combustible.
El comisionado de Energía de la Comisión Europea, Dan Jørgensen, aseguró este lunes que no evalúan cambios en la regulación del metano. «No estamos considerando derogar, retirar o modificar la regulación», dijo el funcionario durante la reunión del Consejo Energético europeo en Bruselas.
La Unión Europea introdujo en 2024 la regulación del metano (EUMR por sus siglas en inglés) y la directiva de diligencia debida en materia de sostenibilidad corporativa (CSDDD).
EE.UU. y Qatar, los dos principales países suministradores de GNL a la Unión Europea, ya presionaron publicamente en octubre contra la directiva en sostenibilidad corporativa.
EE.UU. contra la regulación al metano
Ahora la administración de Donald Trump busca también que sus exportaciones de GNL y petróleo queden exentas de cumplir con la regulación del metano, la cual obliga a los importadores de energía en Europa a reportar las emisiones de metano asociadas con esos suministros. La meta central de la EUMR es forzar a los importadores a demostrar que la intensidad de producción de metano está por debajo de ciertos valores máximos de intensidad a partir de 2030.
El pedido concreto a las autoridades europeas es que concedan una prórroga hasta octubre de 2035 para el cumplimiento de los requisitos. «El Reglamento sobre el Metano de la UE constituye una barrera comercial no arancelaria crítica que impone una carga indebida a los exportadores estadounidenses y a nuestra relación comercial», dice un documeto del gobierno estadounidense visto por la agencia Reuters.
El secretario de Energía de los EE.UU., Chris Wright, había advertido con anterioridad que la regulación es de cumplimiento imposible para las compañías y que pone en peligro los suministros a Europa.
Regulación del metano en Europa
La regulación EUMR establece las normas para medir, supervisar, informar y reducir con precisión las emisiones de metano en el sector energético. Introduce obligaciones relativas a la cuantificación de esas emisiones, la detección y subsanación de fugas, el venteo de metano a la atmósfera, la quema controlada de metano, y la información brindada por los países y empresas que exportan a la UE.
Estas normas tendrán alcance extraterritorial, ya que también se aplican a las emisiones de metano que se producen fuera de la UE, en lo que respecta al petróleo crudo, el gas natural y el carbón comercializados dentro del mercado europeo.
El metano es uno de los tres gases de efecto invernadero más potentes en circulación en la atmósfera junto al dióxido de carbono (CO2) y al óxido nitroso. Si bien hay 200 veces menos metano que dióxido de carbono en la atmósfera, el metano es varias veces más potente que el CO2.
Carta conjunta con Qatar
La otra regulación que EE.UU. pide derogar o modificar es la directiva de diligencia debida en materia de sostenibilidad corporativa, que obligará a medir y/o notificar las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI). Qatar advirtió este año a Europa que dejará de venderle GNL si no flexibiliza esta directiva.
Estados Unidos y Qatar expresaron su preocupación en una carta conjunta remitida en octubre por los titulares de las carteras de Energía de cada país. «La CSDDD, tal como está redactada hoy, supone un riesgo significativo para la asequibilidad y fiabilidad de los suministros energéticos críticos para los hogares y las empresas en toda Europa y una amenaza existencial para el crecimiento futuro, la competitividad y la resiliencia de la economía industrial de la UE», dice la carta.
La directiva CSDDD introdujo requisitos obligatorios de diligencia debida medioambiental y en materia de derechos humanos para las grandes empresas de la UE y de fuera de la unión que operen dentro de esta.
Entre los requisitos que establece figura la medición y/o notificación de las emisiones de alcance 3, una categoría de emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) originadas en operaciones comerciales por fuentes que no son propiedad directa de una organización o no están bajo su control. Esta exigencia es de difícil cumplimiento para las empresas que producen y comercializan hidrocarburos en los tiempos demandados por la UE.
Transportadora de Gas del Norte (TGN) realizó este lunes una licitación para asignar capacidad de exportación de gas natural hacia Chile. En concreto, llevó adelante un open season a pedido de la empresa Colbún, una de las principales generadoras de energía del país trasandino, que está interesada en cerrar contratos de compra de gas a largo plazo desde la Argentina.
La novedad que arrojó el concurso es que Pluspetrol, una de las petroleras más activas en Vaca Muerta a partir de la explotación de dos yacimientos insignia como La Calera y Bajo del Choique, presentó una oferta para contratar capacidad de transporte de la red de TGN (desde Tratayén hacia La Mora) por más de 50 años. En rigor, la compañía propuso contratar capacidad para evacuar 4,1 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/día) en firme hacia Chile a través del gasoducto de GasAndes hasta el año 2078, es decir, por 52 años a partir del 1º de enero de 2026.
No existen antecedentes que den cuenta de un contrato de tanta duración en la Argentina. El dato cuantifica la longevidad que promete tener el proyecto de desarrollo de gas desde Vaca Muerta y pone en evidencia que el desafío de los productores de gas en Neuquén radica en asegurarse mercados para colocar el fluido extraído en la cuenca Neuquina.
La Calera, el principal campo de gas asociado de Vaca Muerta, es operado por Pluspetrol.
La apuesta por el mercado de Chile
En esa clave, Pluspetrol presentó ayer una oferta que tomó por sorpresa a la industria hidrocarburífera. Nadie esperaba una oferta por un plazo de tiempo tan abultado. Está claro que la empresa, que a fines de 2024 adquirió los activos de ExxonMobil en Neuquén a cambio de US$ 1700 millones y hoy es el mayor productor de gas asociado del país (gas que extrae desde La Calera), apunta no sólo a quedarse con buena parte del mercado doméstico de gas, sino que también aspira a avanzar sobre el mercado de exportación hacia Chile.
Pluspetrol produjo en noviembre más de 20.000 barriles diarios (bbl/d) de crudo desde Bajo del Choique (tiene el objetivo de llegar a 120.000 barriles hacia fines de la década) y más de 25.000 bbl/d de petróleo y más de 12 MMm3/día de gas desde La Calera.
En el open season realizado ayer, EcoGas —la compañía que controla Distribuidora de Gas del Centro y Distribuidora de Gas Cuyana— ofertó contratar transporte por 700.000 m3/día para cubrir la demanda prioritaria (residencial) de Mendoza. Por eso, antes de formalizar la adjudicación de los 4,8 MMm3/día que puso a disposición, TGN debe esperar el aval del Enargas, el ente regulador que debe convalidar la propuesta presentada por EcoGas.
El open season realizado por TGN a pedido de Colbún no implicará, en principio, que la empresa transportista —que tiene como accionistas co-controlantes a Tecpetrol y CGC— tenga que realizar inversiones para ampliar su red de gasoductos. El concurso de ayer sólo contempla asignar capacidad de transporte existente. Sin embargo, la cantidad de ofertas presentadas podría habilitar esa posibilidad hacia futuro.
El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, informó el domingo por la noche que YPF bajará esta semana los precios de sus naftas un 2% en promedio. “Todos los días un poquito y no en todos lados igual”, aseguró. Si bien el directivo no explicó por qué se tomó esa decisión, de un relevamiento realizado por EconoJournal entre fuentes del mercado sobresalen tres razones que justifican la decisión.
Caída del precio del petróleo
El precio del Brentpromedió US$81 dólares por barril el año pasado y a lo largo de 2025 la tendencia viene siendo a la baja. En noviembre promedió US$ 63,7, el promedio mensual más bajo del año, y en lo que va de diciembre ya retrocedió más de un 4% al pasar de US$62,8 a US$60,2.
A su vez, el dólar mayorista retrocedió levemente en el mes de $1451 a $1439. Si bien YPF no explicita qué criterios toma en cuenta al momento de decidir la baja y la suba de los combustibles, esas dos variables son clave para entender la evolución del precio de las naftas en los surtidores.
Recorte en el margen de refinación
Luego de las elecciones, YPF aceleró la suba de los precios de sus naftas para recomponer el margen de refinación, que es clave para el desarrollo de su plan de negocios. De hecho, en noviembre la nafta súper trepó 7,6% y nafta la premium 5,2% en la Ciudad de Buenos Aires, según el relevamiento que lleva adelante el sitio Surtidores.com.ar, pese a que la cotización del crudo bajó levemente durante ese mes y el dólar mayorista subió apenas un 0,9% al pasar de $1438 a $1451.
Esa suba pasó desapercibida en la mayoría de los medios de comunicación porque YPF dejó de comunicar a partir de julio la variación de sus precios como lo hacía antes argumentando que ahora lleva adelante una estrategia de micropricing, un modelo que permite ajustar los precios del combustible en tiempo real en función del comportamiento de la demanda, la competencia local y el flujo vehicular.
Donde sí tomaron nota del incremento de precios es en el Ministerio de Economía, pues fuentes de esa cartera señalaron a este medio hace algunos días que iban a estar atentos a que la recuperación del margen de refinación no sea excesiva, sobre todo ahora que la cotización del precio del crudo está retrocediendo. La decisión de YPF está en línea con la decisión del Palacio de Hacienda.
Reducción de la brecha de precios
Al anunciar la baja de 2% Marín aclaró que “no será en todos lados igual”. Eso está vinculado con una decisión de la compañía de que la brecha de precios entre regiones se explique por motivos estrictamente vinculados al negocio –como por ejemplo el costo del flete— y no por razones políticas o de visibilidad. En otras palabras, la decisión es ponerle fin a la práctica consistente en cobrar más barato en los surtidores de la Ciudad de Buenos Aires porque es donde están puestas todas las miradas, fundamentalmente de la prensa.
Pan American Energy (PAE) firmó un acuerdo con la Administración Nacional de Usinas y Trasmisiones Eléctricas (UTE) de Uruguay para exportar gas natural desde el yacimiento de Vaca Muerta, con destino a la generación térmica del vecino país, informó este lunes la petrolera.
El contrato establece el suministro de gas para alimentar el ciclo combinado de Punta del Tigre, en Uruguay. Esta operación permite a UTE reemplazar combustibles más caros y contaminantes, generando un consecuente ahorro en costos para el país vecino.
La exportación se canaliza a través del Gasoducto Cruz del Sur, infraestructura clave que conecta la localidad de Punta Lara, en la Argentina, con Colonia y Montevideo, en Uruguay. PAE es uno de los accionistas de este ducto, junto a la compañía energética ANCAP de Uruguay, Harbour Energy y Shell.
Hasta la fecha, la petrolera argentina informó que ya entregó más de 7 millones de metros cúbicos de gas natural, y se anticipan mayores volúmenes de exportación durante la temporada estival.
Interés de Uruguay por el gas argentino
UTE es la empresa pública responsable del sector eléctrico de Uruguay, cubriendo las actividades de generación, trasmisión, distribución y comercialización de energía.
A fines de marzo, la ministra de Industria, Energía y Minería de Uruguay, Fernanda Cardona, visitó la provincia de Neuquén para mantener una reunión con el gobernador, Rolando Figueroa, a quien le manifestó el Gobierno uruguayo tiene como objetivo avanzar en la complementariedad energética regional y profundizar su soberanía en esta materia.
Uruguay está incorporando al gas a su matriz energética.
La funcionaria explicó, por entonces, que el objetivo del gobierno es la incorporación del gas natural en la matriz energética, y con este flujo de transición avanzar en la descarbonización, luego de que el país consolidara una matriz eléctrica casi completamente renovable.
PAE volcada a la exportación de gas
Pan American Energy es uno de los mayores productores de gas natural de la Argentina. Si bien abastece prioritariamente al mercado interno, esta exportación de excedentes a mercados regionales representa una nueva fuente de divisas para la Argentina.
Además, la empresa busca consolidar su posición en el panorama energético internacional, y a partir de 2027, como parte del consorcio Southern Energy, prevé comenzar con las exportaciones de Gas Natural Licuado (GNL) desde un buque licuefactor en el Golfo San Matías, en el litoral marítimo de Río Negro.
Hasta allí, llegará en el segundo semestre de 2027 el buque Hilli Episeyo, que dará lugar a las primeras exportaciones de GNL del país, para lo cal ya tiene comprometida el 80% de su producción mediante un contrato de reciente firma con la empresa estatal alemana Securing Energy for Europe (SEFE) para la venta de de 2 millones de toneladas anuales por 8 años.
Además, este año, la compañía nacional fue una de las que logaron las primeras exportaciones de gas desde Vaca Muerta al sur de Brasil, a través de la infraestructura de ductos de Bolivia, un destino que las empresas buscan consolidar con nuevas obras de ampliación de capacidad.
En ese sentido, uno de los proyectos contemplados por los equipos técnicos de los gobiernos de la Argentina y Brasil junto a las empresas productoras y los eventuales clientes del vecino país, es ampliar la capacidad de transporte del Gasoducto Cruz del Sur.
YPF cumplió con la anunciada desinversión en Profertil.
YPF oficializó este lunes la venta por unos US$635 millones de su participación del 50% en Profertil, la mayor productora de urea de Sudamérica, al consorcio integrado por Adecoagro y la Asociación de Cooperativas Argentinas (ACA).
La decisión, aprobada por el directorio de la compañía consolida la desinversión total de la petrolera en el negocio de fertilizantes y ratifica la reorientación estratégica de su cartera de activos.
La venta del paquete accionario de YPF es parte del Plan 4×4 que lleva adelante la gestión del presidente y CEO de la compañía, Horacio Marín, que guía la transición de la petrolera a convertirse en un jugador puramente orientado al shale de clase mundial.
Esta operación forma parte de la gestión activa del portafoliopor la cual la petrolera se está desprendiendo de otros activos, como los bloques de hidrocarburos convencionales en seis provincias, la presencia en Brasil y Chile, y en la distribuidora Metrogas.
YPF aprobó la venta del 50% de Profertil
La transacción, si bien se circunscribe a la mitad de YPF, culmina la adquisición del 100% de Profertil por parte de Adecoagro (90%) y ACA (10%), valorada en un total de aproximadamente US$1.200 millones. El cierre de la operación está sujeto al cumplimiento de las condiciones precedentes estipuladas en el acuerdo.
YPF comunicó la venta este lunes al mercado, a través de un Hecho Relevante a la Comisión Nacional de Valores (CNV) que el 12 de diciembre el directorio de YPF aceptó la oferta presentada el 1 de diciembre de 2025 por Agro Inversora Argentina. Se trata de una sociedad del grupo Adecoagro, que compra del 50% del capital social y de los derechos de voto de YPF en Profertil, en 391.291.320 acciones Clase B.
La planta de Bahía Blanca tiene una terminal portuaria propia.
El monto informado asciende a los US$635 millones, el cual se encuentra sujeto al mecanismo de ajuste de precio previsto por las partes en el acuerdo de compraventa de acciones. Asimismo, el cierre de la Transacción se encuentra sujeto al cumplimiento de las condiciones precedentes establecidas en el acuerdo de compraventa de acciones.
Mientras YPFse concentra en la energía, el 50% vendido se integra a un esquema agroindustrial. Adecoagro y ACA aseguran el control total de una planta industrial en Bahía Blanca con capacidad de producir 1,3 millones de toneladas de urea y 790 mil toneladas de amoníaco por año.
Un nuevo proyecto agroindustrial
La empresa agroindustrial tiene hace varios años un proyecto listo para duplicar su capacidad de producción, en un terreno lindero, que demandará una inversión estimada en al menos US$1.000 millones y que permitiría completar el abastecimiento interno y contar con saldos exportables para un producto de alta demanda.
Profertil es uno de los productores de urea y amoníaco más eficientes del mundo, y abastece alrededor del 60% del consumo de urea de Argentina. Su complejo industrial en Bahía Blanca —el polo petroquímico más importante del país— tiene acceso a gas natural y electricidad a precios competitivos.
Mariano Bosch, Cofundador y CEO de Adecoagro afirmó que “Profertil es una de las mejores compañías de Argentina, con un equipo profesional experimentado y comprometido. Su ubicación, y 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”, agregó el directivo, al destacar el logro en asociación con ACA, lo que «refuerza el compromiso de construir negocios agroindustriales sustentables, competitivos y generadores de valor para el desarrollo de Argentina y Sudamérica”.
«Esta alianza estratégica con Adecoagro representa un paso trascendental en la consolidación de nuestra presencia en la producción y distribución de insumos agropecuarios en la Argentina,» remarcó, por su parte, Ricardo Wlasicsuk, Gerente General de ACA, tras oficializarse la aprobación de la venta por parte de YPF.
Irán anunció este sábado la incautación de un supuesto petrolero extranjero, sin especificar su nacionalidad, que transportaba unos seis millones de litros de diésel en el mar de Omán, con 18 personas a bordo. Medios iraníes informan de que los tripulantes fueron detenidos acusados de contrabando de combustible.
El jefe del Poder Judicial de la provincia de Hormozgán, Mojtaba Ghahramani, detalló de que el buque fue interceptado en aguas territoriales iraníes cerca de la ciudad portuaria de Jask, en el marco de una operación contra redes de contrabando de combustible, según informó la agencia Mehr.
Según Ghahramani, el petrolero, cuya tripulación es de nacionalidades india, esrilanquesa y bangladesí, “navegaba sin documentos marítimos válidos ni manifiesto de carga y tenía apagados de forma deliberada todos sus sistemas de navegación y equipos auxiliares”. Las autoridades iraníes no ofrecieron detalles sobre la nacionalidad del buque ni el destino del cargamento.
De acuerdo con IRIB, se trata del segundo caso en la misma semana en el que las autoridades iraníes detienen embarcaciones bajo sospecha de transportar hidrocarburos de manera ilegal.
Según informó IRIB, las autoridades iraníes alegan que el comercio ilícito de combustibles afecta los intereses económicos del país y puede incentivar prácticas delictivas en la región. Por esa razón, han incrementado la colaboración entre cuerpos judiciales, la Guardia Revolucionaria y otras agencias de seguridad a fin de identificar y detener a los responsables de estas actividades ilícitas.
La provincia del Neuquén solicitó al gobierno nacional la incorporación de las inversiones vinculadas al upstream de petróleo y gas natural -particularmente aquellas destinadas a generación incremental de producción- dentro del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI).
Durante un encuentro que mantuvieron en la ciudad de Neuquén, el gobernador Rolando Figueroa le entregó la solicitud al ministro de Economía de la Nación, Luis Caputo. El mandatario provincial destacó que la propuesta permitiría contribuir significativamente al superávit de la balanza energética, garantizar mayor recaudación fiscal nacional y provincial y fortalecer la integración energética regional con Chile, Brasil y Uruguay.
El gobernador también le transmitió a Caputo la necesidad de extender el alcance del RIGI a actividades de upstream específicas, que incluye la liberación gradual del cepo cambiario; el congelamiento de las normas tributarias, mantenimiento de tasa impositiva por 30 años; la reducción de la alícuota del Impuesto a las Ganancias; y la exención de aranceles por la importación de bienes de capital (repuestos e insumos esenciales).
“Neuquén y la Argentina pueden escalar rápidamente su producción si se incentivan las inversiones en upstream dentro de un marco como el RIGI que ofrezca horizonte de largo plazo y reglas uniformes”, destacó el gobernador en la nota que entregó a Caputo.
Se refirió al impacto directo en divisas, exportaciones y balanza energética y aseguró que la inclusión de proyectos de upstream dentro del RIGI permitiría “acelerar el ingreso de capital en perforación y completación de pozos; generar producción incremental de petróleo con impacto exportador inmediato; aumentar la oferta de gas natural, clave para sustituir combustibles líquidos importados; multiplicar los saldos exportables de crudo y gas en los próximos 3-5 años; contribuir significativamente al superávit de la balanza energética; y garantizar mayor recaudación fiscal nacional y provincial”.
Entre los fundamentos, Figueroa destacó que “el desarrollo de petróleo y gas natural, y en especial el no convencional, constituye el principal motor económico de la República Argentina en términos de generación de divisas, sustitución de importaciones, empleo, actividad industrial asociada e ingresos fiscales”.
Además, explicó que su dinámica requiere elevadas tasas de reinversión anual, con ciclos de inversión continua; escalabilidad para sostener curvas de producción crecientes; financiamiento intensivo, en dólares, para perforación, completación, infraestructura de superficie y transporte; y reducción del riesgo macroeconómico, en particular acceso a divisas, estabilidad fiscal y previsibilidad de largo plazo.
“El RIGI fue diseñado precisamente para habilitar decisiones de inversión de gran escala bajo condiciones estables y financiables, y entendemos que el segmento upstream de hidrocarburos cumple con todos los criterios objetivos del régimen, tanto por magnitud como por impacto económico”, indicó el gobernador.
El mandatario neuquino explicó que a nivel global y regional existen regímenes de promoción permanentes a la explotación de hidrocarburos, como por ejemplo en Brasil bajo el esquema de REPETRO, que reconoce la necesidad de contar con un esquema de incentivo a este tipo de inversiones.
“Asimismo, las condiciones actuales de mercado (precios, acceso a mercados) dificultan la elegibilidad de nuevos proyectos de inversión en el upstream de nuestro país, siendo en este contexto necesario generar condiciones equiparables al resto del mundo para hacer de Argentina un destino para nuevas inversiones”, expresó.
Figueroa remarcó que la previsibilidad regulatoria que brinda el RIGI permite acelerar proyectos vinculados a nuevos usos del gas, tales como GNL modular y a gran escala, orientado a exportación; fertilizantes nitrogenados, clave para la competitividad agroindustrial; ampliación petroquímica, con impacto en valor agregado; GNC pesado / gas para transporte, sustituyendo gasoil importado; integración energética regional (Chile, Brasil, Uruguay); y producción de hidrógeno azul, con captura de carbono asociada.
“Todos estos sectores dependen críticamente de la disponibilidad de gas incremental, que solo puede asegurarse si la inversión upstream se acelera. Por ello, la incorporación al RIGI no solo favorece al sector productor, sino que habilita a toda la cadena energética e industrial”, finalizó.
YPF aplicará esta semana una reducción de precios en los combustibles que rondará el 2%, aunque no se implementará de modo uniforme en todo el país. La baja llega en un contexto de creciente alza de los montos en surtidor, con una suba de 4,5% de la nafta súper en noviembre, por encima de la inflación.
Así lo anunció este domingo el presidente de la empresa, Horacio Marín, entrevistado en La Nación +. Explicó que la decisión responde a la oferta y la demanda, de la que la compañía hace un seguimiento para ajustar lo valores según las condiciones del mercado. “Todos los días un poquito, no en todos los lados iguales”, sintetizó.
El descenso termina quedando corto en un contexto de crecientes alzas de los precios en surtidor, por encima de la inflación y con varias subas por mes no anunciadas. La nafta súper trepó un 41,2% interanual, la premium 31,31% y el gasoil 39,84%, lo que implica un golpe tanto para el bolsillo de los particulares como para las actividades productivas.
“En el sector energético necesitamos modernizarnos porque, para lograr los números que estamos logrando, YPF y todas las compañías tenemos que ser competitivas porque nuestro petróleo y gas compiten con las Vacas Muertas norteamericanas. Entonces, nos ayuda la geología, pero tenemos que ser tan eficientes como ellos para poder exportar durante 20 años. Por eso es muy importante nuestro sector, porque la productividad la tienen que definir las compañías”, afirmó, consultado sobre el proyecto de reforma laboral del Gobierno.
El puerto de San Antonio Este recibió al buque CS Fortune, que arribó con 130 módulos habitacionales y 140 contenedores de 40 pies destinados al proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS). “Cada buque que llega, cada módulo y cada caño descargado, es parte de una provincia que se proyecta al futuro con trabajo, seriedad y decisión”, destacó el gobernador Alberto Weretilneck.
El CS Fortune, de 182,91 metros de eslora y 28,44 metros de manga, trasladó la infraestructura necesaria para el armado del obrador que funcionará como base logística para la próxima etapa constructiva del oleoducto VMOS. La descarga se realizó entre el jueves y viernes, en un rápido operativo coordinado por el equipo técnico de Patagonia Norte.
Este cargamento se suma a los recientes movimientos portuarios vinculados a los grandes proyectos energéticos que confluyen en Río Negro, incluido el arribo de 10.000 toneladas de caños de acero para el gasoducto del GNL, descargados en el mismo puerto días atrás.
Infraestructura clave para las próximas etapas del oleoducto
Los módulos habitacionales permitirán alojar al personal técnico y operativo que trabajará en los nuevos frentes de obra del VMOS, mientras que los contenedores contienen equipamiento, suministros y componentes para complementar la instalación del campamento y la logística asociada al proyecto.
Una vez descargados, los módulos y contenedores serán inventariados, verificados y acopiados temporalmente para su posterior traslado hacia las áreas operativas donde se montará el obrador.
El puerto de SAE se consolida como nodo estratégico
Con este nuevo operativo, el puerto de SAE confirma su rol como puerta de entrada de insumos para los grandes proyectos energéticos vinculados a Vaca Muerta. La terminal rionegrina se ha convertido en un eje logístico central para movilizar equipamiento, cañerías, estructuras y módulos habitacionales, tanto para el oleoducto VMOS como para los proyectos de GNL que avanzan sobre la costa provincial.
En ese sentido, Weretilneck afirmó que “el puerto de SAE se consolida como un nodo estratégico para los grandes proyectos energéticos del país”. Además, destacó que “defendemos nuestros recursos, fortaleciendo nuestra infraestructura y asegurando que Río Negro sea protagonista del desarrollo energético nacional”.
La combinación de infraestructura, capacidad operativa y la creciente diversificación de cargas energéticas posiciona al puerto como un eslabón clave en la transformación productiva de Río Negro vinculada a la industria hidrocarburífera.
El arribo del CS Fortune marca un paso fundamental en el avance físico del VMOS, que en semanas anteriores alcanzó su última soldadura automática y progresa hacia la fase de montaje de instalaciones complementarias, como el montaje de la playa de tanques. La llegada de estos módulos permitirá acelerar el despliegue del obrador y sostener el ritmo de obra de una de las infraestructuras energéticas más relevantes del país.
YPF aceptó la oferta vinculante presentada por Adecoagro para adquirir el 50 % de su participación en Profertil, empresa líder en la producción de urea granulada en la región, comunicó la petrolera de mayoría accionaria estatal.
La decisión fue aprobada por el Directorio en su reunión del jueves 11 de diciembre. El cierre de la transacción se encuentra sujeto al cumplimiento de las condiciones precedentes establecidas en el acuerdo de compraventa de acciones.
“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”, reiteró.
Desde su implementación, a casi dos años, YPF logró avances significativos en cada uno de los pilares que conforman el Plan. 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, describió la empresa que preside Horacio Marín.
“Con esta decisión, YPF reafirma su compromiso con la transformación de la compañía, generando valor para sus accionistas y promoviendo el desarrollo energético del país”, puntualizó el comunicado.
El pasado viernes en San Antonio Oeste, Southern Energy (SESA) realizó un nuevo encuentro con 50 empresas locales para ampliar la red de proveedores del proyecto de GNL, junto a OPS, firma a cargo de la ampliación de la planta compresora del Gasoducto San Martín.
De esta manera, en San Antonio Oeste se realizó un nuevo encuentro de desarrollo de proveedores locales, orientado a vincular a empresas de la región con las próximas etapas de contratación y ejecución de obras.
La actividad reunió a 50 firmas locales interesadas en participar como potenciales proveedoras en distintas instancias del proyecto y fue organizada con participación del equipo de trabajo de la Secretaría de Energía y Ambiente de Río Negro, en articulación con el Municipio de San Antonio Oeste, las cámaras empresarias de la provincia y las empresas que integran Southern Energy (SESA).
SESA es una compañía conformada por PAE (30%), YPF (25%), Pampa Energía (20%), Harbour Energy (15%) y Golar LNG (10%), cuyo objetivo es posicionar a la Argentina como un nuevo proveedor en el mercado mundial de GNL a partir de 2027.
El encuentro tuvo como eje la intervención que desarrollará OPS, empresa que tendrá a su cargo una de las tareas fundamentales para el proyecto: la ampliación de la planta compresora ubicada sobre el Gasoducto San Martín, infraestructura necesaria para acompañar el incremento de capacidad requerido por el desarrollo del GNL.
Durante la jornada se trabajó sobre criterios generales de vinculación con proveedores, alcances de obra y necesidades asociadas a la etapa que se prepara.
Esta instancia se suma a encuentros previos de articulación local, como el realizado con Buzca, contratista a cargo de tareas offshore, y anticipa un próximo encuentro con la firma que tendrá a su cargo el tramo en tierra del gasoducto que conectará con la infraestructura troncal, de aproximadamente 15 kilómetros.
El proyecto de generación renovable Parque Solar San Rafael I, uno de los desarrollos solares más relevantes de Mendoza, alcanzó un nuevo hito técnico con la energización del segundo transformador de 115 MVA en la estación transformadora (ET) del mismo nombre, obra que llevó a cabo la empresa mendocina Distrocuyo.
Este avance se suma a la puesta en servicio del primer transformador de 220/33 kV realizada el sábado 29 de noviembre, lo que consolida una etapa fundamental para la futura inyección de energía limpia al Sistema Argentino de Interconexión (SADI).
La iniciativa, desarrollada por Genneia, avanza con una planificación integral orientada a fortalecer la infraestructura eléctrica regional, optimizar la integración de energía renovable y acompañar el crecimiento sostenido de la matriz energética nacional.
“La energización de esta nueva estación transformadora demuestra que Mendoza avanza con planificación, inversión y una visión clara hacia una matriz energética más limpia y diversificada. Cada hito que alcanzamos fortalece el sistema eléctrico provincial y consolida la confianza en proyectos que generan trabajo, innovación y desarrollo sostenible para nuestra provincia”, afirmó la ministra de Energía y Ambiente, Jimena Latorre.
Con 180 MW de potencia instalada, San Rafael I se posiciona como uno de los parques fotovoltaicos más importantes del país. La progresiva energización de sus instalaciones fortalece la infraestructura eléctrica regional y contribuye al crecimiento sostenido de la matriz energética renovable de Argentina.
El proyecto forma parte de una estrategia más amplia orientada a promover obras estratégicas, sostenibles y de alto impacto, impulsadas mediante estándares técnicos exigentes, cumplimiento de plazos y una planificación integral del sistema eléctrico.
Sobre el Parque Solar San Rafael I
El Parque Solar San Rafael I constituye una de las inversiones de energías renovables más ambiciosas de Mendoza, con un monto estimado superior a 180 millones de dólares y una potencia instalada prevista de 180 MW, equivalente a una generación anual de alrededor de 542.000 MWh de energía limpia.
La obra se desarrolla sobre un predio de 500 hectáreas ubicado en el distrito 25 de Mayo, sobre la Ruta Nacional 150, y su entrada en operación comercial está proyectada para el segundo trimestre de 2026.
El parque incorporará aproximadamente 335.000 paneles bifaciales, capaces de captar radiación solar directa y reflejada, incrementando la eficiencia energética hasta un 10 % adicional. Además, los módulos serán montados sobre seguidores solares de un eje norte-sur, permitiendo el seguimiento solar este-oeste y optimizando la performance del sistema a lo largo del día.
La Cooperativa de Obras y Servicios Públicos de Río Tercero inauguró el parque solar cooperativo más grande de la Argentina. Se trata del primer parque cooperativo de gran escala ya finalizado.
La realización estuvo a cargo de Tecnored, una compañía líder en infraestructura digital, integración tecnológica y soluciones de energía inteligente. De esta forma, la inauguración del parque solar consolida a la Cooperativa de Río Tercero y a Tecnored como referentes nacionales de la transición energética.
Juan Domínguez, CEO de Tecnored, señaló que “es un día histórico para el cooperativismo argentino y para la transición energética del país. Desde Tecnored, impulsamos este tipo de transformaciones y hoy vemos el impacto en una comunidad que apuesta por un futuro más sostenible”.
Domínguez también destacó que el logro adquiere especial relevancia: “Hay muchos proyectos solares, pero este parque está terminado, operativo y al servicio de los usuarios. Es fundamental valorarlo como el estándar que demuestra que el modelo cooperativo puede ejecutar obras de alto nivel tecnológico con resultados concretos.
El parque diseñado, provisto y construido por Tecnored incorpora tecnología de última generación y sistemas de monitoreo inteligente que permitirán una operación estable y eficiente durante todo el año.
El desarrollo contempla ingeniería de alto desempeño, infraestructura solar de gran escala y un esquema de gestión orientado a maximizar la producción energética.
Este proyecto posiciona a Río Tercero como ciudad modelo en sustentabilidad, y refuerza la visión estratégica de las cooperativas como actores claves en la generación distribuida del país.
El parque solar permitirá fortalecer la sustentabilidad energética local, mejorar la eficiencia del sistema y brindar una fuente de energía limpia.
Además, se suma la capacidad de expansión futura sobre la misma traza, lo que podría incrementar la potencia y consolidar la posición de la cooperativa como líder nacional en generación renovable distribuida para potenciar el desarrollo regional.
El debate sobre si Vaca Muerta debe financiar industria local o importar equipos suele quedar atrapado en posiciones ideológicas.
El Contrato de Garantía Productiva (CGP) aparece como una herramienta de mercado capaz de equilibrar intereses, dar previsibilidad a proveedores y asegurar eficiencia para operadoras, contratistas y empresas medianas.
El Dilema de la Cadena de Valor
Las operadoras buscan el mejor costo y máxima eficiencia, muchas veces a través de la importación. Los proveedores locales, en cambio, necesitan previsibilidad para invertir en tecnología y certificaciones internacionales.
El resultado es un “triángulo de riesgo”:
Proveedores locales: ofrecen servicio técnico cercano y logística ágil, pero enfrentan altos costos de inversión.
Operadoras: requieren insumos competitivos y estables.
Sistema financiero: percibe demasiado riesgo para otorgar crédito de largo plazo.
Qué es el CGP
5 claves del Contrato de Garantía Productiva (CGP)
Es un contrato de compra a largo plazo
Entre una empresa demandante (operadora, contratista o mediana empresa) y su proveedor, que garantiza volúmenes de bienes o servicios por 5 a 7 años.
Convierte la demanda futura en garantía financiera
El CGP puede presentarse ante bancos como activo exigible, permitiendo a las PyMEs acceder a créditos de largo plazo.
No es exclusivo de grandes operadoras
También puede ser generado por contratistas y medianas empresas, ampliando el alcance del mecanismo a toda la cadena de valor.
No requiere subsidios ni aranceles
El Estado sólo debe validar legalmente el instrumento. El financiamiento lo provee el mercado.
Genera un círculo virtuoso industrial
Las operadoras aseguran logística, los proveedores acceden a tecnología, los bancos reducen riesgo y el país industrializa su renta petrolera.
El Contrato de Garantía Productiva (CGP) es un acuerdo de compra a largo plazo (5 a 7 años) entre una empresa demandante y su proveedor, que asegura volúmenes de bienes o servicios bajo estándares internacionales de calidad y precio.
Beneficios para cada actor
Proveedor: accede a crédito de largo plazo, puede financiar maquinaria y certificaciones.
Operadora: garantiza suministro estable y reduce riesgos logísticos y cambiarios.
Banco: presta con menor riesgo, dinamizando el crédito productivo.
Estado: valida el marco legal sin necesidad de subsidios.
Ampliar el Alcance
Un punto clave es que los CGP no deberían ser exclusivos de las grandes operadoras. También podrían ser generados por contratistas y medianas empresas, ampliando así el alcance del mecanismo:
Contratistas podrían garantizar servicios especializados a sus proveedores.
Medianas empresas podrían extender contratos hacia PyMEs más pequeñas.
Se generaría un efecto cascada que multiplica las oportunidades de financiamiento en toda la cadena de valor.
El Rol del Estado
La función del Estado es crear el marco legal que valide y haga exigibles estos contratos como instrumentos financieros. No se trata de subsidios ni aranceles, sino de dar previsibilidad jurídica para que el mercado mismo financie la industrialización.
Conclusión
El CGP ofrece una salida pragmática al dilema de Vaca Muerta:
Las operadoras aseguran eficiencia y continuidad. Contratistas y medianas empresas amplían el alcance del mecanismo. Las PyMEs acceden a capital y tecnología. El sistema financiero reduce riesgos. El Estado fomenta el desarrollo industrial con reglas claras.
Resultado: la renta petrolera se transforma en industria nacional, con previsibilidad para todos los actores y un modelo inclusivo que fortalece la cadena de valor.
El 2025 deja al país en un momento único donde la colaboración entre el sector privado, gobierno y comunidades es clave.
En un contexto global donde la energía es fundamental para el desarrollo económico, desde Pluspetrol buscamos ser un actor relevante del sector. A lo largo de los años, hemos demostrado nuestro compromiso con el crecimiento de nuestras operaciones y, en ese marco, la Cuenca Neuquina ha sido un escenario estratégico en el que hemos forjado un papel protagónico que nos llena de orgullo.
Hoy somos un referente en la operación de yacimientos no convencionales, en el desarrollo de campos de gas de alta presión, y en la extracción de crudo en yacimientos maduros con recuperación secundaria y terciaria.
Nos destacamos en nuestra posición en Vaca Muerta, uno de los mayores reservorios no convencionales de hidrocarburos del planeta. Los principales yacimientos de hidrocarburos no convencionales son La Calera, Bajo del Choique-La Invernada, Pampa de las Yeguas, Los Toldos 1 Sur, Aguada Villanueva y Meseta Buena Esperanza.
Además, operamos El Corcobo, un yacimiento de petróleo convencional ubicado en las provincias de La Pampa y Mendoza.
En los últimos años, desde Pluspetrol hemos reafirmado nuestro compromiso con el sector energético argentino mediante inversiones significativas, que han permitido incrementar nuestros resultados, con nuevas instalaciones y equipos logrando nuestra expansión en Vaca Muerta.
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En 2024, sin contar adquisiciones, invertimos USD 600 millones y en 2025, USD 1000 millones, en nuestro yacimiento La Calera y en Bajo del Choique – La Invernada, manteniendo un compromiso sostenido con la provincia del Neuquén. Asimismo, lo fue la adquisición de los activos en el área norte de la formación Vaca Muerta: Bajo del Choique – La Invernada, Pampa de las Yeguas y Los Toldos 1 Sur.
Pluspetrol logró cuadruplicar la producción de Bajo del Choique en menos de un año. Estas inversiones forman parte de nuestro plan de desarrollo a largo plazo, con foco en la optimización de las operaciones y resultando en un incremento sustancial de la producción, contribuyendo en la matriz energética nacional.
Nuestra apuesta por el crecimiento no solo se centra en la expansión de Pluspetrol, sino que también impulsa a toda la cadena de valor del sector con foco en la seguridad de procesos.
Al invertir en la capacitación del personal local, en investigación y en la mejora de procesos, contribuimos a fortalecer la industria energética en su conjunto, creando un ecosistema robusto capaz de enfrentar los desafíos del mercado local y global.
En 2025, el sector energético en Argentina alcanzó un récord de producción, atrayendo tanto a jugadores locales como extranjeros. En este contexto, Pluspetrol, con casi 50 años de historia en el país, se encuentra en una posición privilegiada para liderar lo que está por venir. Nuestra presencia en Argentina refleja la confianza en el potencial del país.
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En La Calera, junto a nuestro socio YPF, estamos continuamente aumentando la capacidad de procesamiento a 14,5 MMm3/d y 4.800 m3 d de condensado. En 2024 finalizamos la obra de nuestra nueva planta de Procesamiento (CPF), y en 2025 ya ampliamos lo que nosotros llamamos “la CPF 1.5” para alcanzar los 30.000 barriles y apuntar a seguir creciendo.
Estamos además muy orgullosos de compartir que, a partir del gas de La Calera, desde mayo 2025 Pluspetrol es el principal exportador de gas hacia Uruguay.
Con respecto a nuestro otro gran activo, Bajo del Choique – La Invernada, nos propusimos un plan ambicioso y estamos muy contentos de haberlo cumplido: cuadruplicamos la producción en menos de un año, recibimos el activo produciendo 5.600 bpd y ya estamos en 20.000 bpd. Lo hicimos sumando equipos y facilidades de procesamiento.
Otro punto a destacar fue nuestra incorporación al proyecto VMOS (Vaca Muerta Oil Sur), junto a las operadoras más relevantes del país. El VMOS es un oleoducto estratégico de más de 600 kilómetros que logrará exportar crudo desde Vaca Muerta, fundamental para la economía argentina, con capacidad para mover más de 550.000 barriles diarios.
En el marco de su estrategia de crecimiento, en 2025 la compañía adquirió una nueva División de Servicios de Fractura bajo el nombre de SPI, para ofrecer servicios a la industria y continuar desarrollando nuevas oportunidades.
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Este desarrollo implica la creación de empleo, el fortalecimiento de la infraestructura local y la promoción de un crecimiento sostenible, que respete tanto el medio ambiente como las comunidades adyacentes.
A través de nuestro plan de inversión social, hemos establecido lazos sólidos con las comunidades cercanas, asegurando que el progreso económico beneficie a sus habitantes. En ese marco, durante este año llevamos adelante numerosas iniciativas en conjunto a la provincia del Neuquén en proyectos estructurados en los tres ejes que componen nuestra estrategia de responsabilidad social: educación, producción y fortalecimiento institucional.
En el eje educación, por ejemplo, renovamos nuestro compromiso con las becas Gregorio Álvarez apoyando a 25.000 becados; también el Programa de acompañamiento a Comunidades Escolares para 300 escuelas primarias y secundarias; la Tecnicatura en Seguridad e Higiene para 100 alumnos en la localidad de Añelo.
En el eje producción, llevamos adelante el Programa de Desarrollo y Fortalecimiento de Proveedores Locales donde participaron 8 empresas y lideramos IMPACTA Neuquén junto a la provincia, beneficiando a más de 300 personas y sus emprendimientos. En el eje fortalecimiento Institucional impulsamos la obra del Cuartel de Bomberos Voluntarios de Añelo y el Centro de Día de Añelo, entre otras acciones muy relevantes para la comunidad.
La Comisión de Planeamiento y Análisis Económico del IAPG elaboró un informe sobre la cadena de valor de Vaca Muerta, considerada un factor central en el desarrollo del sector hidrocarburífero en Argentina.
De allí la importancia de identificar las variables que influyen positivamente en su evolución. El documento tiene una extensión de 135 páginas. Compartimos un muy breve resumen, con algunos de los puntos más relevantes.
En cuanto a los objetivos, alcance y estructura del trabajo, se plantea lo siguiente:
Objetivos
Relevar insumos y servicios requeridos en forma directa por la industria hidrocarburífera para el desarrollo de Vaca Muerta.
Determinar la demanda en la cadena de valor de estos insumos y servicios bajo distintos escenarios.
Brindar una herramienta para identificar y analizar brechas y prioridades.
Alcance: Bienes y servicios demandados en el primer anillo (demanda directa) para el desarrollo de Vaca Muerta (CAPEX, no incluye la posterior operación y mantenimiento). Se consideró la tecnología y prácticas actuales. Se utilizaron inputs valores promedio como una simplificación de la realidad para poder modelar.
Se consideraron tres escenarios de desarrollo: Bajo (Crisis), Medio y Alto.
En lo referido a las variables a proyectar, el foco fue: Producción Oil y Gas, Inversiones, Pozos, Fracturas, Equipos de Perforación/Fractura, Ductos.
En cuanto a la descomposición en unidades de bienes y servicios por concepto, se señalan las siguientes etapas:
Construcción de un Pozo
Construcción de la Locación
Perforación
Terminación
Producción
Equipos para el pozo:
Rig Perforación 2. Set de Fractura
Transporte desde el pozo hasta el tratamiento: 1. Flowlines, Gathering y Línea de Control 2. Baterías de Producción • Plantas de Tratamiento: Petróleo y Gas
Transporte desde las Plantas hasta el Consumo: Ductos Troncales y de Transporte
El análisis y proyección de los insumos y servicios requeridos nos da una idea del aumento en el nivel de actividad económica que generará Vaca Muerta. Citamos algunos de los requerimientos contenidos en el informe:
Agua: se consumirán entre 60 y 70 millones de m3 en el año pico (2029). Y entre 700 y 800 millones en total (hasta el 2040). Representan el 0.32% del caudal del río Limay en el año pico y el 3% del caudal de un año en el total.
Empleo: en el año pico se requerirán entre 30 y 43 mil trabajadores (60% del empleo directo actual en upstream hidrocarburos). Y en total entre 400 y 518 millones horas hombre de trabajo.
Camiones: en el año pico (2029) se requerirán entre 9 y 11 mil camiones (80% de los patentamientos que se realizan por año de vehículos pesados). Y en total se realizarán entre 7 y 9 millones de viajes.
Gasoil: se consumirá entre 700 y 850 mil m3 en el año pico o entre 9 y 10 millones de m3 en total (hasta el 2040).
El organismo ofrece una serie de capacitaciones, diferentes en cada provincia, y un programa de formación de líderes con foco en los recursos mineros.
El Consejo Federal de Inversiones acompaña el desarrollo de la actividad minera en todo el país, a través de una serie de acciones que apuntan a promover una minería sustentable. Con especial atención en la protección del ambiente, el cuidado del entorno en que se desarrollan los proyectos y generando oportunidades para mejorar la calidad de vida de las personas y comunidades.
Una de esas iniciativas es el Programa de Asistencia para una minería Sustentable, que el CFI realiza junto a las provincias. Consiste en una serie de asistencias técnicas y capacitaciones tendientes a dar respuestas a los requerimientos provinciales vinculados a la actividad.
Una de las premisas del trabajo es lograr que la iniciativa involucre a las comunidades y localidades que se encuentran en el ámbito más cercano a los proyectos mineros.
Claudio Trinca, del sector Minería e Hidrocarburos del organismo, detalló que con cada provincia se establece una agenda de trabajo y van surgiendo diferentes necesidades, de acuerdo con el grado de desarrollo del sector y los temas que desde las comunidades reclaman.
Las capacitaciones están entre las principales demandas y para su dictado se convoca a profesionales destacados del ámbito público y privado, docentes de universidades y escuelas técnicas mineras. En todos los casos, en coordinación con las Direcciones o Secretarías de Minería provinciales.
En Mendoza
El CFI viene trabajando en Mendoza, junto a la Dirección de Minería y la Dirección General de Escuelas, el curso “Nuestro suelo, maravillas minerales de Mendoza ”. Destinado a docentes de los niveles primario, secundario y terciario, las clases en modalidad virtual están a cargo de destacados profesionales del sector minero de la provincia.
Esta capacitación generó un especial interés en la comunidad docente de Mendoza. En el primer día de la inscripción se desbordó el cupo previsto de 600 participantes, con lo cual fue necesario abrir una segunda cohorte. En los cursos desarrollados durante el último cuatrimestre de 2024 se certificaron unos 800 docentes que completaron la capacitación.
Este año se está desarrollando una tercera edición y está previsto hacerlo extensivo en un futuro a otros sectores de la sociedad.
La capacitación, de 50 horas de duración, abordó la minería en Mendoza desde una perspectiva integral, considerando sus aspectos históricos, económicos, sociales y ambientales. Abarcó desde la exploración minera hasta el cierre de minas y la remediación ambiental, enfocándose en la normativa vigente, los resguardos ambientales y las posibilidades de desarrollo que ofrece la actividad.
Programa de especialización para líderes
Además de las capacitaciones que se realizan en territorios mineros, el CFI desarrolla programas de formación destinados a jóvenes con vocación de ocupar espacios de decisión en el ámbito de la administración de los Gobiernos provinciales u otros espacios relevantes de decisión.
El Programa de Especialización en Desarrollo y Políticas Públicas, explicó Trinca, busca crear un nuevo perfil de especialización profesional orientado al diseño, la administración y la gestión de políticas socio-productivas desde una perspectiva provincial. Y favorecer un espacio plural que favorezca los vínculos profesionales, la circulación de información, el intercambio de experiencias y el debate informado sobre el desarrollo federal de la Argentina.
La propuesta, que acaba de culminar su cuarta edición, contempla un esquema intensivo de formación presencial en la sede central del CFI en la Ciudad de Buenos Aires, cursando seis horas diarias, todos los días, a lo largo de 15 semanas.
Los alumnos participan también de viajes formativos dentro del territorio argentino, para conocer experiencias productivas locales destacadas, desarrollos tecnológicos innovadores y experiencias de infraestructura relevantes, como la central nuclear de Atucha, Vaca Muerta, o minas de litio en la Puna.
El programa abarca diferentes temas, entre los que se destacan: macroeconomía argentina; desarrollo económico comparado; estructura productiva argentina: infraestructura y logística; energía y recursos hídricos; desarrollo local; y tópicos del federalismo argentino.
Por la importancia que tiene para el desarrollo de las provincias, hay un bloque de cinco clases destinado a los recursos mineros, en el que se analiza la actualidad del sector y se discute qué políticas públicas implementar para el desarrollo minero sostenible.
Capacitaciones en otras provincias
En esta línea de definir capacitaciones que respondan a las necesidades concretas de cada comunidad, se trabajó junto a la Universidad de Salta en un programa de capacitación a las comunidades para el monitoreo ambiental participativo de las actividades mineras.
Las capacitaciones se orientaron a entender los mecanismos del proceso, desarrollar conocimiento sobre toma de muestras y cadena de custodia, conocer e interpretar indicadores ambientales y detectar problemas de calidad de agua, manejo inadecuado de los residuos, etc.
En Jujuy se realizó el “Plan de Acción para las Buenas Prácticas del Desarrollo Minero en Comunidades” junto a la empresa provincial Jemse. Uno de los módulos consistía en una serie de capacitaciones sobre herramientas para el desarrollo de nuevos emprendimientos de servicios asociados a la actividad minera, fortalecer las existentes, y brindar nuevas oportunidades de desarrollo a los pobladores locales.
En Catamarca, desde el año 2022, se trabaja en el Programa de fortalecimiento de los centros de control ambiental minero, con capacitación permanente a los pasantes (estudiantes avanzados en carreras afines con la minería) que cumplen funciones de apoyo a la Secretaría de Desarrollo Minero.
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Junto al Colegio de Geólogos de Catamarca, se dictaron talleres en las localidades cercanas a los proyectos, sobre temáticas vinculadas con el manejo de recursos naturales, humedales de altura, riesgos hídricos, y glaciares. Y con el Colegio de Ingenieros de Minas, se dictaron los cursos de “Asistente en Tareas Geológicas de Campo para la Minería” y “Asistente para el Control del Medio Ambiente”.
También, y en el marco del estudio “Manual de Evaluación de Informes de Impacto Ambiental para la Actividad Minera”, el organismo viene trabajando con a la Universidad Nacional de Catamarca en una serie de capacitaciones en temas ambientales, dirigida a los agentes de la administración pública provincial minera, encargados en la evaluación, fiscalización y control ambiental de las actividades mineras. Incluyen salidas a campo para realizar tareas prácticas en proyectos en etapas de prospección, en exploración y en producción y cierre.
Entre la provincia de La Rioja y el CFI se realiza la asistencia técnica “Formación Minera Sostenible y Comunidad”, coordinada por el Ministerio de Trabajo, Empleo, Industria y Minería. Esta actividad fue diseñada para brindar herramientas formativas que potencien los perfiles del sector minero para una mejor inserción laboral y cuenta con la participación de destacados profesionales independientes y docentes de la Universidad Nacional de La Rioja.
El Gobierno provincial avaló una iniciativa privada para explorar el área Sur Río Deseado Este y dejó el terreno preparado para un nuevo proceso licitatorio que podría derivar en una explotación de hidrocarburos.
El Gobierno de Santa Cruz dio un paso formal para continuar con la reactivación la actividad hidrocarburífera en el norte provincial al declarar de interés público una iniciativa privada presentada por la empresa Alianza Petrolera S.A. para la exploración y eventual explotación de hidrocarburos en el área denominada Sur Río Deseado Este. La medida quedó oficializada a través del Decreto N° 1127/2025, publicado esta semana en el Boletín Oficial.
La iniciativa fue presentada por la compañía a comienzos de octubre ante el Ministerio de Energía y Minería, con la propuesta de desarrollar una prueba piloto basada en una nueva técnica de exploración que permitiría evaluar la viabilidad económica de los recursos existentes en la zona. El proyecto contempla una primera etapa exploratoria condicionada al éxito del piloto, con proyección hacia una eventual explotación posterior.
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Según se detalla en los considerandos del decreto, la autoridad de aplicación verificó que el área se encuentra libre y disponible, y que la empresa cumple con los requisitos de solvencia financiera exigidos por la normativa vigente. En ese marco, se recomendó avanzar con la declaración de interés público, paso necesario para habilitar el llamado a licitación.
La decisión se apoya en el marco constitucional y legal que reconoce a las provincias el dominio originario de los recursos naturales. Tanto la Constitución Nacional como la Constitución de Santa Cruz establecen que los yacimientos hidrocarburíferos pertenecen a las provincias, que pueden explotarlos a través de empresas públicas, privadas o mixtas, ejerciendo el poder de policía sobre la actividad.
El decreto también se inscribe dentro del contexto de la emergencia hidrocarburífera declarada en Santa Cruz por la Ley Provincial N° 3914. Esa norma faculta al Ejecutivo a adoptar medidas excepcionales para sostener y recuperar los niveles de producción, preservar el empleo y promover nuevas inversiones, en un escenario marcado por la caída de actividad en áreas maduras y la necesidad de incorporar tecnologías que hagan viable la explotación.
El secretario de Coordinación de Energía y Minería, Daniel González, confirmó la ampliación del régimen durante el Día del Petróleo. La medida, coordinada con la provincia de Neuquén, busca extender los beneficios fiscales a todo el upstream no convencional para maximizar la producción y atraer nuevos capitales.
En una señal clara hacia el mercado energético, el Gobierno Nacional confirmó que avanzará en la incorporación de la exploración de petróleo y gas no convencional al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI). El anuncio fue realizado por el secretario de Coordinación de Energía y Minería, Daniel González, en el marco del tradicional almuerzo del Día del Petróleo organizado por el Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG).
La decisión responde a una estrategia para incentivar desembolsos en la etapa inicial de los proyectos (upstream), vital para sostener el crecimiento de la producción en formaciones clave como Vaca Muerta. “El Ministro nos instruyó para que encontremos una forma de incorporar todo el upstream al RIGI. Ese es un trabajo que vamos a comenzar de inmediato”, aseguró González ante los principales empresarios del sector.
La medida se alinea con los reclamos de las provincias productoras. Recientemente, el gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, había solicitado al ministro de Economía, incluir las inversiones destinadas a la generación incremental de producción dentro del régimen, con el objetivo de promover el empleo y el desarrollo regional.
Resiliencia del sector y récords operativos
Durante su balance, el funcionario destacó la solidez de la industria hidrocarburífera frente a un contexto internacional adverso, marcado por una caída del 17% en el precio del crudo. A pesar de ello, la actividad local mostró indicadores positivos: en el segmento no convencional se completaron un 20% más de pozos y se incrementaron en más de un 30% las etapas de fractura respecto al año anterior, alcanzando un récord histórico de producción.
En paralelo al impulso de Vaca Muerta, el Ejecutivo puso el foco en las cuencas maduras. González ratificó la intención de eliminar las retenciones a las exportaciones de petróleo convencional, una medida diseñada para mejorar la ecuación económica en yacimientos que enfrentan mayores desafíos de rentabilidad.
Ante más de mil empresarios, el presidente del IAPG destacó los avances en producción, exportaciones e infraestructura, pero remarcó que el país necesita financiamiento y reglas estables para no quedar atrás.
López Anadón señaló que “Argentina compite en una carrera por los hidrocarburos que no da segundas oportunidades” “El desarrollo del sector se justifica bajo un proyecto puro de exportación”, aseguró.
Con un auditorio repleto por más de 1.000 empresarios y referentes del sector energético, el presidente del Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG), Ernesto López Anadón, presentó un diagnóstico contundente sobre el presente y el futuro de la industria hidrocarburífera argentina.
Su mensaje, pronunciado durante un encuentro en el Sheraton, combinó reconocimiento por los logros recientes y una advertencia clara: “Estamos en carrera, pero también estamos compitiendo contra otros proyectos similares en el mundo. Y esta carrera no da segundas oportunidades”.
López Anadón abrió su exposición remarcando que “asombra lo realizado por la industria en estos dos años”, haciendo referencia a una serie de indicadores que describen una transformación profunda del sector. Entre ellos, destacó que:
La producción de petróleo no solo creció, sino que superó por primera vez el pico registrado a fines de los años 90.
La producción de gas también aumentó de forma significativa.
Se consolidó un crecimiento firme de las exportaciones de crudo y de gas.
Y, como consecuencia directa de la mayor oferta local y de la expansión de la infraestructura, las importaciones de gas cayeron un 45%.
“Este conjunto de factores permitirá que la balanza comercial energética cierre 2025 con un superávit superior a los U$S 7.000 millones, es decir, un 26% más que el año anterior, con perspectivas de casi triplicarse en pocos años si la tendencia se mantiene”, explicó.
Infraestructura estratégica
El presidente del IAPG dedicó un tramo central de su discurso a enumerar los avances en infraestructura, subrayando que cada obra realizada amplía la capacidad del país para consolidarse como proveedor energético global.
Entre los hitos recientes, mencionó: la ampliación del sistema de transporte de crudo de Oldelval, con un segundo proyecto en evaluación; el avance del oleoducto Vaca Muerta Sur, que incluye un nuevo puerto de exportación y mejorará la flexibilidad logística; la reversión del Gasoducto Norte, que abrirá la puerta a incrementar exportaciones de gas hacia Brasil, y el desarrollo de dos proyectos de GNL, encabezados por PAE y YPF, que permitirían exportar hasta 30 millones de toneladas anuales para 2030.
A ello se suma un nuevo proyecto anunciado por Camuzzi, y un dato decisivo: la Secretaría de Energía otorgó permisos de exportación de gas por 30 años, algo que no ocurría desde la década de los 90 y que brinda mayor previsibilidad para inversiones de largo plazo.
López Anadón también destacó que se están reconstruyendo los mercados mayoristas de gas y electricidad, lo cual consideró imprescindible para eliminar distorsiones que frenaron competitividad en el pasado.
Señaló además que Enargas trabaja en restaurar los mecanismos que permiten ampliar las redes de transporte, necesarias para acompañar el nuevo ciclo de crecimiento.
De igual manera, valoró que el Estado esté saldando deudas históricas con compañías del sector, un paso que contribuye a recuperar previsibilidad financiera.
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Uno de los tramos más destacados de su intervención se centró en el potencial de Vaca Muerta, donde reiteró que Argentina está en camino de alcanzar la meta de 1,5 millones de barriles diarios de producción y de duplicar la producción de gas.
En términos laborales, el desarrollo exigirá: entre 30.000 y 36.000 trabajadores en exploración y producción, y entre 180.000 y 240.000 en construcción, generando un impacto federal en la cadena de valor.
Sobre este punto, López Anadón enfatizó que las 37 principales compañías del sector cuentan con casi 10.000 proveedores, de los cuales 78% son pymes que emplean a más de 220.000 personas. Entre 2019 y 2021, estos proveedores facturaron U$S 4.000 millones anuales, un número que grafica la potencia del entramado productivo.
El presidente del IAPG indicó que el mercado interno está plenamente abastecido, por lo que “todo el desarrollo actual y futuro solo se justifica bajo un proyecto puro de exportación de gas y petróleo”.
Para lograrlo, será indispensable: perforar 1.000 pozos por año, sumar nuevas instalaciones e infraestructura, y movilizar entre U$S 20.000 y 30.000 millones anuales en inversiones.
Según explicó, esto requiere un acceso sostenido al financiamiento internacional, ya sea corporativo o a través de instituciones financieras externas.
En un cruce tuitero, tras reunirse con representantes de las más grandes mineras del mundo que vienen a invertir a la Argentina, el canciller respondió lo que podes leer en esta nota.
El canciller Pablo Quirno se enganchó en Twitter/X en los cuestionamientos que le cayeron encima desde el anonimato de las redes debido a que se reunió con Ron Hochstein, CEO, y José Morea, country director para Argentina y Chile de Vicuña Corp., luego de que BHP y Lundin Mining confirmaran su aplicación al RIGI.
Explicó, primero, que “Vicuña es un proyecto de cobre, oro y plata ubicado en San Juan que se encuentra entre los 10 mayores depósitos del mundo y su incorporación al régimen asegura inversiones aceleradas por al menos USD 2.000 millones en los primeros dos años”.
Y valoró que “esto no es casualidad: es el resultado directo de un país que volvió a ser confiable, previsible y competitivo”. Luego, como cierre le agradeció al presidente Javier Milei “por haber recuperado las condiciones que permiten que inversiones de esta escala elijan a la Argentina”.
Pero no quedó ahí, porque ante cuestionamientos tuiteros le respondió a uno de ellos: “Literalamente, gracias a la minería podés comer. Sin minería no tendrías un tenedor. Ni una sartén. Ni un horno, ni el caño que te transporta el gas. Tendrías que cocinar a leña, y sin parrilla. Sin herramientas no podrías ni cazar tu propio alimento, a menos que usaras boleadoras y un cuchillo de palo”.
La presencia femenina en minería sigue siendo baja, pero la inteligencia artificial emerge como herramienta clave para mejorar la inclusión.
La industria de la minería es uno de los sectores más importantes para las economías de la región, en países como Chile, Perú, México, Colombia y Argentina. Sin embargo, la presencia femenina en el sector minero continúa siendo baja y la incorporación de las profesionales en áreas operativas y de liderazgo sigue siendo un desafío para las empresas del sector.
De acuerdo con datos del 2023 del Foro Económico Mundial la presencia femenina en la minería en Latinoamérica es de alrededor del 12-15% a nivel global, con países como Chile y México registrando porcentajes aún más bajos en algunos roles. La mayoría de las mujeres en minería se concentran en áreas administrativas, mientras que las operaciones y puestos de liderazgo siguen siendo dominados por hombres.
Otro reto que enfrentan las mineras son las condiciones laborales, ya que las minas están ubicadas en regiones remotas y en condiciones difíciles, lo que puede ser un obstáculo para muchas mujeres, especialmente para las que tienen responsabilidades familiares. Esto se agrava por la falta de infraestructura adecuada y la necesidad de mejorar los equipos de protección personal (EPP) adaptados a las mujeres. A esto se suman brechas en el acceso a la formación técnica y programas de desarrollo profesional.
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En este contexto, la inteligencia artificial se posiciona como una herramienta clave para promover la equidad de género en la minería. Su aplicación en tareas de automatización, monitoreo y seguridad permite reducir brechas físicas, mejorar las condiciones de trabajo y generando un aprendizaje automático apuntando a una minería de mayor precisión de los procesos.
Además, el uso de datos y analítica avanzada contribuye a una cultura corporativa equilibrada impulsando la creación de espacios más seguros e inclusivos y fomenta el liderazgo femenino mediante la toma de decisiones basada en datos, mayor sostenibilidad y proyectos de minería verde, entre otros.
“La inclusión femenina en la minería es una estrategia de innovación. Incorporar la inteligencia artificial y promover el liderazgo de las mujeres permite avanzar hacia una industria más precisa, segura y sostenible. La tecnología puede automatizar procesos, pero el cambio real sucede cuando las mujeres participan activamente en las decisiones que definen el futuro del sector”, aseguró Pilar Bruzzo, directora de Transformaciones de RRHH y Gestión del Cambio de Accenture.
De cara al 2026, el desafío será consolidar los avances y abordar los aspectos que aún frenan la inclusión:
Acceso a tecnología: en muchas regiones de Latinoamérica, el acceso a tecnologías avanzadas aún es limitado, especialmente en áreas rurales o remotas donde se encuentran muchas minas. Para que las mujeres puedan aprovechar la inteligencia artificial, es necesario mejorar la infraestructura tecnológica en estas zonas.
Desigualdad digital: aunque la adopción de inteligencia artificial está en aumento, persisten brechas en el acceso a la educación digital entre hombres y mujeres en algunas regiones de Latinoamérica. Las políticas públicas deben centrarse en aumentar el acceso de las mujeres a herramientas digitales y programas de capacitación en inteligencia artificial.
Cambio cultural: el cambio hacia una minería más inclusiva requerirá un cambio cultural en muchas empresas. La implementación de inteligencia artificial puede ayudar, pero los estereotipos de género, la falta de políticas de igualdad y la resistencia al cambio seguirán siendo barreras que necesitarán atención a nivel organizacional y gubernamental.
Necesidad de políticas de igualdad: es fundamental que los gobiernos y las empresas continúen fomentando políticas de igualdad de género que vayan más allá de la incorporación de tecnología. Esto incluye la creación de normas de protección laboral específicas para mujeres, como la mejora de la infraestructura en las minas, la implementación de horarios laborales flexibles y el desarrollo de programas de salud ocupacional orientados a la mujer.
Excedente en el mercado petrolero: El aumento de la producción y el lento crecimiento de la demanda ejercen presión sobre los precios. Un informe del Banco Mundial preparado por Paolo Agnolucci y Nikita Makarenko.
Los precios del petróleo subieron un 5 por ciento hacia fines de mes después de que se anunciaran nuevas sanciones de Estados Unidos a las compañías petroleras rusas, y el Brent cerró en alrededor de 65 dólares por barril (bbl) el 29 de octubre.
A lo largo de 2025, los precios del petróleo disminuyeron debido a las continuas tensiones en materia de política comercial y a la preocupación por el exceso de oferta, con aumentos ocasionales a corto plazo en respuesta a los acontecimientos geopolíticos.
El descenso del Brent contribuyó a que el precio del petróleo de los Urales cayera por debajo de los USD 60 por barril -el límite máximo vigente desde febrero de 2025- antes de introducir un límite más bajo de USD 47,6 por barril en septiembre.
El crecimiento de la demanda de petróleo sigue debilitándose. Según estimaciones, la demanda mundial de petróleo aumentó solo 0,8millones de barriles por día (mb/d), o un 0,7% interanual, en el tercer trimestre de 2025, un indicador de que el crecimiento sigue siendo lento en relación con el promedio de 2015-19.
Se espera que esta tendencia continúe, lo que dará lugar a una demanda anual de 103,8mb/d en 2025y 104,5mb/d en 2026. De acuerdo con las proyecciones, el consumo de petróleo en las economías avanzadas se mantendrá estable, mientras que el crecimiento en China probablemente se moderará debido a la acelerada adopción de vehículos eléctricos e híbridos.
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En India, uno de los países que contribuye en gran medida al crecimiento mundial, el aumento de la demanda se verá impulsado por el gas licuado de petróleo (GLP), la gasolina, la nafta y el diésel.
Se proyecta que la oferta de petróleo aumentará en 2025y 2026a medida que la nueva producción empiece a operar. La producción en 2025podría crecer en 3mb/d en términos interanuales (2,9%) hasta alcanzar los 106,1mb/d, y un aumento previsto de hasta 108,5mb/d en 2026.
En 2025, se proyecta que el crecimiento de la oferta se reanudará en Oriente Medio y Norte de África, Afganistán y Pakistán (MNA), se acelerará en América Latina y el Caribe (ALC) y se ralentizará en las economías avanzadas.
Casi la mitad del aumento de 2025puede atribuirse a la Organización de Países Exportadores de Petróleo Plus (OPEP+), y refleja objetivos de producción más elevados.
La combinación del aumento de la producción y el lento crecimiento del consumo está generando un excedente de petróleo en todo el mundo. Se estima que el superávit implícito de petróleo (oferta menos demanda) será de 2,7mb/d en el tercer trimestre de 2025, en parte debido a que la OPEP+ ha elevado sus objetivos de producción varias veces desde abril.
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Aunque el crecimiento de los inventarios observado en 2025reflejó solo alrededor de la mitad del superávit implícito, los últimos acontecimientos relacionados con el mercado respaldan cada vez más la existencia de un exceso de oferta mundial de petróleo, ya que recientemente varios cargamentos de crudo en Oriente Medio no se han vendido y han coincidido con un aumento de la cantidad de petróleo en los buques cisterna en el mar.
Anualmente, la Agencia Internacional de Energía anticipa que el superávit será de 2,3millones de barriles por día en 2025, cifra que aumentará a 4,0millones de barriles por día en 2026, esto es 1,6millones de barriles por día más que el superávit de 2020durante la pandemia.
Los riesgos para los pronósticos del precio del petróleo se inclinan a la baja. Se pronostica que los precios del petróleo Brent alcancen un promedio de USD68por barril en 2025, que disminuyan a USD60por barril en 2026, y luego suban a USD65por barril a medida que se estabilicen las condiciones del mercado.
El Secretario de Coordinación de Energía y Minería, Daniel González, anunció a directivos de principales empresas petroleras que operan en Vaca Muerta que “el Ministro (de Economía) nos instruyó para que encontremos una forma de incorporar todo el upstream al RIGI (Régimen de Incentivos para Grandes Inversiones), actividad que hasta ahora había quedado excluída de los beneficios fiscales y cambiarios comprendidos en dicho régimen.
“Ese es un trabajo que vamos a comenzar de inmediato, con el objetivo de incentivar la inversión y la producción. Ese es el gran desafío que tenemos por delante”, agregó González durante una alocución que realizó invitado por el Instituto Argentino del Petróleo y el Gas (IAPG) en el almuerzo anual celebratorio del Día del Petróleo.
Lo escucharon, entre otros, el presidente de la entidad, Ernesto López Anadón, el presidente de YPF, Horacio Marín; el CEO de Tecpetrol, Ricardo Markous; el presidente de Shell Argentina, Germán Burmeister; Horacio Turri, Vicepresidente ejecutivo de Pampa Energía; el vicepresidente de Upstream de Pan American Energy, Juan Martín Bulgheroni; quienes compartieron mesa con la Secretaria de Energía, María Tettamanti, y el Subsecretario de Hidrocarburos Federico Veller.
González agregó respecto del RIGI que “ya permitió el avance de proyectos respecto de los cuales es difícil afirmar si se hubieran concretado sin esta herramienta, como el VMOS (Oleoducto Vaca Muerta Sur) y los dos barcos de licuefacción de gas del proyecto de PAE, que ya se encuentran aprobados”.
“Además, tenemos cinco proyectos más de la industria en análisis: la expansión del Gasoducto Perito Moreno (Ex GPNK), el gasoducto dedicado para GNL, y tres proyectos de plantas de tratamiento vinculadas al nuevo desarrollo de petróleo No Convencional”.
“Creemos que el RIGI es una herramienta sumamente poderosa y que, como señalan el Presidente y el Ministro, muestra con claridad hacia dónde queremos que converja la Argentina”, señaló ante un auditorio de 800 asistentes.
González enfatizó que “el gobierno está con ustedes, acompañando, pero no estará con inversiones (del Estado en la infraestructura petrolera). Esa época de Argentina no estará más. Las inversiones las harán ustedes”. Remarcó.
Balance 2025 en hidrocarburos
González refirió que “hace un año, en este mismo lugar, enfrentábamos un escenario de precios distinto. Desde entonces, el precio del petróleo cayó alrededor de un 17 % a nivel internacional (hoy en torno a los 63 dólares el barril) y, como todos ustedes saben, hoy la Argentina se maneja con precios internacionales”.
“A pesar de ese contexto, hemos visto una industria que sostuvo el nivel de actividad, que mantuvo un compromiso claro con el largo plazo, y una visión estratégica que entiende que los ciclos de precios no dejan de ser ciclos, y que la Argentina atraviesa una oportunidad histórica”, destacó.
“Aun cuando los precios no acompañaron, en el No Convencional completamos un 20 % más de pozos que el año pasado, un 30 % más de etapas de fractura, y alcanzamos un récord histórico de producción de petróleo”, describió.
La situación del Convencional
González hizo hincapié en que “el Gobierno Nacional quiere acompañar este esfuerzo. Por eso, hace un mes anunciamos junto a las provincias de Chubut, Santa Cruz y Neuquén la intención de eliminar las retenciones a las exportaciones de petróleo Convencional, entendiendo que, con estos niveles de precios, la ecuación económica se vuelve sumamente desafiante para las cuencas maduras”.
“Desde el Estado vamos a acompañar, pero siempre teniendo en cuenta que el equilibrio fiscal no se negocia. La clave de este programa económico, que nos permite vislumbrar un país distinto, tiene que ver justamente con sostener ese equilibrio fiscal”, refirió.
Y añadió que “gracias a ese equilibrio, y a muchas otras decisiones lideradas por nuestro Presidente, hoy las compañías valen más, existe financiamiento que antes no estaba disponible, podemos planificar a largo plazo y empiezan a llegar a la Argentina empresas que antes ni siquiera la consideraban”. “Un ejemplo concreto es Continental, una compañía pionera del No Convencional en los Estados Unidos, que adquirió un activo en el país”, señaló.
Liberalización del mercado de gas
El Secretario de Coordinación destacó además “entre las principales transformaciones en curso, el proceso de liberalización del mercado de gas, siguiendo el camino que ya iniciamos en el sector eléctrico, con resultados muy positivos. Se trata de una desregulación gradual, pero con un objetivo claro: avanzar hacia una desregulación completa del sector”.
Y explicó que “a comienzos de este año llevamos adelante la Revisión Quinquenal de Tarifas de las compañías de transporte y distribución. No había desregulación ni mercado posible si las compañías reguladas no eran sujeto de crédito. Hoy podemos decir que sus balances están mejorando y que vuelven a ser sujetos de crédito”.
“Hace pocos días publicamos una resolución que permite que generadoras y productoras acuerden y retiren volúmenes dentro del Plan Gas para su contratación. Habilitamos ese retiro y estamos trabajando para, en las próximas semanas, avanzar en una adecuación voluntaria del Plan Gas, con la misma lógica: anticiparnos al fin del esquema de subsidios con comprador único y empezar a fomentar la competencia, siempre en diálogo con la industria”.
González señaló además que “tenemos la decisión de que ENARSA deje de ser el único comprador de GNL y de avanzar hacia un mercado de GNL competitivo. Esto se hará sin poner en riesgo el abastecimiento para la demanda prioritaria ni para la generación eléctrica, pero entendiendo que existe una oportunidad concreta para que el sector privado mejore un negocio que la Argentina viene desarrollando desde hace más de 20 años”.
La visión del IAPG
En forma previa a las declaraciones del Secretario González, el Presidente del IAPG, Ernesto López Anadón, trazó un panorama del sector puntualizando que “Asombra lo realizado por la Industria en estos dos años”:
Aumentos significativos de la producción de petróleo y de gas. Por primera vez se superó el pico de producción de petróleo de finales de la década de los 90.
Importantes incrementos en las exportaciones de crudo y de gas, y una reducción del orden del 45 % en las importaciones de gas motivado por el aumento de la producción y el aumento de la capacidad de transporte (Gasoductos troncales).
Todo esto arrojará un saldo de la balanza comercial de más de 7.000 millones de dólares en 2025, un 26 % mayor que el año pasado. Y estamos en camino a que esta cifra casi se triplique en pocos años, enfatizó.
Se han ampliado las redes de transporte de gas natural y revirtiendo el Gasoducto Norte, lo que en algún momento permitirá ampliar la actual exportación de gas a Brasil. Ya se terminó la ampliación del sistema de transporte de crudo de OLDELVAL y hay otro proyecto más en cartera.
Se está construyendo el oleoducto Vaca Muerta Sur, con un nuevo puerto de carga de petróleo, que le dará más flexibilidad al país como exportador.
También están en marcha, en distintas etapas, dos proyectos de GNL, uno liderado por PAE y el otro por YPF. Con ellos se prevén alcanzar exportaciones escalables por hasta 30 millones de toneladas anuales para 2030. Y agrego uno más anunciado en estos días por Camuzzi.
A tal efecto, se han otorgado permisos de exportación de gas de largo plazo, por 30 años, hecho que no ocurría en el país desde la década de los 90.
La Secretaría de Energía está trabajando en restablecer los mercados mayoristas de gas y electricidad, tema importante si queremos terminar con las distorsiones del pasado, que no han traído rédito para nadie.
El Enargás está trabajando para reinstaurar los mecanismos que permitan ampliaciones futuras de las redes de transporte.
“Hace tiempo que venimos hablando de que VM puede llegar a producir 1.5 MBOD de petróleo y duplicar su producción de gas. Pues bien, estamos en carrera para lograr ese objetivo. Es y va a ser una tarea compleja y extremadamente demandante”, señaló López Anadón.
“Gracias al RIGI se han logrado financiar proyectos como el VMOS. Debemos seguir trabajando en establecer condiciones generales o especiales para el sector, que permitan el acceso al financiamiento. Vamos a enfrentar escenarios de precios bajos (del petróleo) en los próximos años”, remarcó.
Y añadió que “se han incrementado notablemente la cantidad de fracturas por mes y se espera que esta tendencia continúe el año que viene, hecho que se ha logrado con poca incorporación de equipos, lo que muestra el grado de eficiencia alcanzado por la industria”.
“Estamos en carrera en lo que respecta al desarrollo de nuestros recursos, pero también entendamos que estamos en carrera contra otros proyectos similares en el mundo, remarcó el presidente del IAPG.
El secretario Daniel González anunció el RIGI para el upstream
El secretario coordinador de Minería y Energía, Daniel González, anunció este viernes que el Gobierno nacional decidió incluir dentro del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) las actividades del upstream de hidrocarburos, para fortalecer los proyectos de exportación de petróleo y gas no convencional.
El anuncio fue realizado en el tradicional almuerzo por el Día del Petróleo que 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.
El objetivo central de esta medida es acelerar el flujo de capitales y la producción incremental en el sector energético, otorgando beneficios fiscales, aduaneros y cambiarios aproyectos de gran escala, con lo cual el Gobierno decidió atender el pedido que venían realizando tanto las empresas operadoras como la provincia de Neuquén a través del gobernador Rolando Figueroa.
El planteo del RIGI para el upstream
Si bien el RIGI está vigente para obras de infraestructura para hidrocarburos, se considera que esas inversiones millonarias contempladas representan la mitad de un proyecto. La otra mitad es la producción que por la dinámica del no convencional requiere elevadas tasas de reinversión anual, financiamiento intensivo, ciclos de inversión continua, escalabilidad para sostener curvas de desarrollo.
González reveló en su discurso que la decisión de incorporar el upstream al RIGI fue instruida por el ministro de Economía, Luis Caputo, tras una visita que realizó ayer a un área en producción de Cuenca Neuquina, donde mantuvo una reunión con el gobernador Figueroa en la cual la adecuación del RIGI fue el tema principal.
González junto al presidente del IAPG, Ernesto López Anadon
“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”, declaró González ante los empresarios.
El gobierno viene de realizar en las últimas semanas otro anuncio de impacto para la actividad petrolera, al decidir junto a las provincias de Chubut, Santa Cruz y Neuquén, la intención de eliminar las retencionesa la exportación de petróleo convencional, lo que puede significar un alivio ante los costos mayores de esa actividad y la caída de precios.
El impacto del precio del crudo
El coordinador de Minería y Energía reconoció el complejo escenario económico que enfrentó la industria durante el último año, marcado por la volatilidad del precio internacional del crudo. «Cerramos un año en el cual la baja del precio del barril significó un impacto durísimo que desafió a la subsistencia en el convencional, y en el no convencional una baja de 12 dólares el barril que impactó, pero que igualmente mantiene el nivel de actividad”, contextualizó.
Pese a este escenario, el funcionario destacó el esfuerzo del sector en el desarrollo de la formación: “Hay un compromiso de largo plazo de una industria que tiene visión estratégica, que entiende que los ciclos no dejan de ser ciclos. A pesar de que los números no acompañaron, hubo récord de producción, balanza comercial, crecimiento a dos dígitos de operación”.
González insistió en que el apoyo estatal se brindará sin descuidar la política de austeridad 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. Es ese equilibrio fiscal este gobierno no lo va a negociar porque gracias a eso sus empresas valen más, hay financiamiento que antes no había, hay nuevas compañías”, aseveró.
El festejo del Día del Petróleo volvió a reunir a los ejecutivos de la industria.
El secretario resaltó la potencialidad del RIGI como herramienta para materializar inversiones que, de otra forma, podrían no haber avanzado o se habrían postergado. “Hay ciertos proyectos que es difícil decir si hubieran o no sucedido, pero la sensación es que no hubiera sucedido o hubiera sucedido más adelante, o hubiera sido más pequeño«, consideró.
Concretamente, se refirió a las plataformas exportadoras en pleno desarrollo como el proyecto Vaca Muerta Oil Sur y las distintas fases del Argentina LNG, y agregó que «existen cinco proyectos adicionales en curso, incluyendo la expansión de gasoducto de Perito Moreno, el gasoducto dedicado para el GNL, y tres proyectos de plantas de tratamiento para el mejor desarrollo del petróleo» que se están analizando.
El aporte del RIGI al no convencional
En este sentido, enfatizó que las condiciones del RIGI marcan la dirección económica que busca la Argentina. “Creemos que es una herramienta que ha sido sumamente poderosa y que, como dice el presidente (Javier Milei) y el ministro permanentemente, muestran a dónde queremos que converja la Argentina. Las condiciones de RIGI, ojalá terminen siendo las condiciones que apliquen para toda la economía, no solamente para este sector en la Argentina”, sostuvo González.
Tras el anuncio, distintos voceros del sector destacaron que la incorporación del segmento no convencional permitiría asegurar un flujo sostenido de inversiones en perforación, completación, infraestructura de evacuación y eficiencia operativa, para mantener la curva ascendente de producción y completar el proceso exportado.
En ese sentido, se explicó que el alcance del RIGI a actividades de upstream debería contemplar la liberación gradual del cepo cambiario, la estabilidad tributaria, el mantenimiento de tasas impositivas por 30 años, la reducción de la alícuota del Impuesto a las Ganancias, y la exención de aranceles por la importación de bienes de capital.
El gobierno de Javier Milei rechazó el anuncio de una inversión conjunta entre petroleras del Reino Unido y de Israel en un proyecto de petróleo offshore cercano a las Islas Malvinas. Se trata del campo Sea Lion, el principal proyecto offshore de las Islas Malvinas y uno de los descubrimientos de petróleo sin desarrollar más grandes del mundo, con recursos estimados en 917 millones de barriles.
La Cancillería argentina publicó en la tarde del jueves un comunicado en rechazo al anuncio de la petrolera británica Rockhopper Exploration y de la petrolera israelí Navitas Petroleum de una decisión final de inversión (FID) para el desarrollo de la fase 1 del proyecto, calificando de «ilegítimos» los derechos concedidos por el Reino Unido a estas empresas para operar en aguas cercanas a Malvinas.
El comunicado remarca que «toda exploración y explotación unilateral de recursos naturales renovables y no renovables en las áreas sujetas a disputa de soberanía resulta contraria a lo dispuesto por la Resolución 2065 (XX) y concordantes de la Asamblea General de las Naciones Unidas y del Comité Especial de Descolonización».
La acción unilateral del Reino Unido es “incompatible con lo dispuesto por la Resolución 31/49 de la Asamblea General, que insta a las partes a abstenerse de introducir modificaciones unilaterales en la situación mientras las Islas se encuentran sujetas al proceso de negociación”.
Campo Sea Lion
Según lo informado por las petroleras, el Gobierno de las Islas Malvinas aprobó el programa de desarrollo y producción para las fases 1 y 2 del Área de Desarrollo Norte dentro del yacimiento Sea Lion (el FDP), con una licencia de explotación por 35 años o más si es necesario para completar la producción.
Rockhopper y Navitas tienen previsto invertir US$1800 millones para comenzar a producir petróleo en la fase 1 del proyecto Sea Lion. El objetivo de esta primera etapa es producir 170 millones de barriles (59,5 millones netos serán para Rockhopper), con una producción máxima de aproximadamente 50.000 barriles por día. Navitas será la operadora del proyecto.
El primer petróleo de la fase 1 se espera para 2028. Respecto de la fase 2, las empresas anticipan que producirán 149 millones de barriles (52,15 millones netos para Rockhopper).
SECCO se posiciona a la vanguardia de las soluciones energéticas con proyectos de autogeneración que ofrecen a las industrias ahorro, confiabilidad y total independencia de la red eléctrica.
La autogeneración se consolida como una alternativa estratégica para las industrias que buscan reducir costos, ganar eficiencia y asegurar la continuidad de sus operaciones. Mediante el uso de fuentes renovables o gas natural, SECCO brinda a sus clientes soluciones a medida que permiten ahorrar en el costo del kWh, evitar interrupciones en el proceso productivo y avanzar hacia una gestión más sustentable.
90 años de experiencia en energía
Con más de nueve décadas en el mercado, SECCO es referente en soluciones de suministro y generación de energía. Desde su planta industrial en Rosario, de 45.000 m² cubiertos destinados a la producción, diseña y fabrica unidades de media y alta potencia para el sector público y privado. La compañía ya cuenta con más de 1.500 MW instalados en más de 160 centrales de generación, ya sea en sistemas aislados o conectados al Sistema Argentino de Interconexión (SADI).
Su expertise abarca múltiples tecnologías y combustibles: gas natural, fuel oil, gasoil, diésel, energías renovables (fotovoltaica e híbrida) y desarrollos para optimizar el uso de recursos naturales.
Autogeneración: proyectos a medida
La autogeneración de energía es la producción de electricidad por parte de un usuario para su propio consumo, utilizando equipos instalados en el lugar de su emplazamiento. Esta práctica permite reducir la dependencia de la red pública de electricidad, disminuir costos energéticos y generar mayor eficiencia en el suministro, siendo especialmente impulsada por el sector industrial y comercial.
La propuesta de SECCO para la autogeneración eléctrica se basa en Unidades Modulares de Generación a gas natural o gases no convencionales, de alta eficiencia y confiabilidad. Cada proyecto se diseña de acuerdo con las necesidades de cada cliente e incluye provisión de equipos, montaje, instalación, mantenimiento operativo y la opción de operación directa por parte de SECCO o capacitación del personal interno del cliente.
Cuatro beneficios clave de la autogeneración:
Ahorro en la factura eléctrica: reducción significativa del costo por kWh frente a la tarifa de red, con impacto directo en la rentabilidad. Esta optimización del gasto energético impacta positivamente en los costos operativos generales.
Confiabilidad Operativa: los sistemas de autogeneración aportan estabilidad y seguridad al proceso productivo porque evita los riesgos asociados a interrupciones o variaciones de tensión en la red pública. Esto asegura la continuidad de procesos críticos y minimiza la pérdida por paradas no programadas.
Flexibilidad y escalabilidad: los proyectos son dimensionados según la demanda de cada cliente, con posibilidad de expansión modular. Esta característica permite acompañar el crecimiento industrial sin necesidad de redimensionar la infraestructura energética desde cero.
Independencia energética: menor dependencia de la red eléctrica convencional mejorando así la resiliencia operativa y brindando mayor control sobre la gestión de la energía. Esto es especialmente relevante en zonas con restricciones de suministro o limitantes en la potencia contratada.
Innovación y monitoreo permanente
Todas las centrales cuentan con monitoreo satelital 24/7 desde el COG (Centro Operativo de Generación) de SECCO. Los clientes acceden en tiempo real a la telemetría y reciben alertas por email ante cualquier evento. Además, la compañía dispone de inventario propio de repuestos y partes originales para garantizar respuesta inmediata.
Casos de éxito en distintas industrias
En los últimos años SECCO ha implementado este sistema a lo largo y ancho del país, para los más diversos sectores, tales como: el agrícola, el agroindustrial, el alimenticio, el industrial y de servicios, entre otros.
Para cada cliente, se desarrolló una solución a medida: alternativas de Centrales en paralelo a la red eléctrica de hasta 10 MW que operan con gas natural gracias a unidades de generación que Secco dispone para su implementación; o sistemas que operan ‘en isla’, asilados al sistema eléctrico nacional. Incluso se han diseñado opciones de implementación de Plantas de Biogás con conexión en paralelo.
Energía para un futuro más sustentable
Con soluciones innovadoras, experiencia comprobada y proyectos en marcha en todo el país, SECCO reafirma su compromiso con la autogeneración de energía como un modelo que potencia la competitividad, la rentabilidad y la sustentabilidad de sus clientes.
Estados Unidos prepara nuevos secuestros de barcos que transportan petróleo venezolano, luego de la incautación de un buque este miércoles en el sur del Caribe. Según revelaron distintas fuentes a la agencia Reuters, la medida forma parte de una estrategia para elevar la presión sobre el gobierno de Nicolás Maduro, en un contexto de ofensiva militar estadounidense en la región.
La operación marcó la primera interrupción de un cargamento petrolero venezolano desde la imposición de sanciones en 2019. El impacto fue inmediato: navieras, armadores y operadores activaron protocolos de alerta y comenzaron a reevaluar si zarparán desde puertos venezolanos en los próximos días, ante la posibilidad de nuevas intervenciones.
De acuerdo con las fuentes, Washington ya proyecta nuevas acciones directas contra buques que trasladen crudo venezolano y, potencialmente, también petróleo proveniente de países sujetos a sanciones, como Irán.
El gobierno de Venezuela calificó la incautación como un “robo” y la petrolera estatal PDVSA evitó responder consultas. Por su parte, la Casa Blanca evitó confirmar futuras operaciones. Su portavoz, Karoline Leavitt, afirmó que no discutirá pasos a seguir, aunque remarcó que la administración de Donald Trump continuará aplicando con rigor las sanciones vigentes. “No vamos a quedarnos de brazos cruzados viendo cómo los buques sancionados surcan los mares con petróleo del mercado negro”, señaló.
Según trascendió, el Departamento de Justicia y el de Seguridad Nacional trabajan desde hace meses en una lista de petroleros susceptibles de ser incautados. Una eventual reducción profunda de las exportaciones, principal fuente de ingresos del Estado venezolano, podría tensar aún más la frágil situación financiera del gobierno de Maduro.
La Secretaría de Energía prorrogó hasta el 15 de junio de 2026 el período de transición para la Central Hidroeléctrica Futaleufú, en la provincia de Chubut, cuya concesión a cargo de la empresa Hidroeléctrica Futaleufú S.A. había vencido el 15 de junio pasado tras 30 años de operación.
Así lo dispone la Resolución 503/2025 publicada hoy en el Boletín Oficial, que extiende el plazo establecido originalmente en septiembre y que había sido prorrogado hasta el 12 de diciembre mediante una resolución anterior.
Según los considerandos de la norma, la medida se adopta “a los efectos de preservar la seguridad de las personas y los bienes ubicados en el Río” y para garantizar “la continuidad operativa del complejo hidroeléctrico” sin interrupciones en el servicio público.
La central Futaleufú fue privatizada en 1995 cuando el entonces Ministerio de Economía adjudicó el 98 por ciento del paquete accionario de la sociedad a la empresa Aluar Aluminio Argentino S.A.I.C., conforme lo establece el contrato de concesión vigente.
Durante el período de transición, la concesionaria deberá continuar a cargo del complejo hidroeléctrico y cumplir con todas sus obligaciones contractuales. La Subsecretaría de Energía Eléctrica del Ministerio de Economía fue ratificada como veedor de la operación.
Asimismo, la resolución invita a la provincia del Chubut a designar un representante para colaborar con la Subsecretaría durante este período. La central representa un activo estratégico para el sistema energético nacional por su contribución a la diversificación de la matriz eléctrica.
El Gobierno habilitó la creación de estaciones de servicio móviles después de la medida dispuesta por la Secretaría de Energía publicada este viernes en el Boletín Oficial.
La Resolución 504/2025 establece el procedimiento y las condiciones técnicas para la operación de depósitos portátiles utilizados para el abastecimiento minorista.
Con esta implementación, se busca constituir a las estaciones de servicio móviles como “una herramienta fundamental para garantizar el abastecimiento de combustibles en aquellas localidades que carecen de estaciones fijas en un radio considerable”.
Otro de los objetivos es reducir distancias y costos del traslado de los consumidores y contribuir al desarrollo productivo de las economías regionales.
El comunicado del Gobierno de Javier Milei expresa que las estaciones móviles deberán cumplir con “estrictas normas técnicas y de seguridad, basadas en estándares internacionales —como la NFPA385 y la UL-2085—, que exigen tanques de doble pared, sistemas automáticos de corte y detección de pérdidas, kits de control de derrames y extintores certificados”.
Cada unidad va a ser auditada por empresas externas habilitadas y tendrá que contar con planes de contingencia y seguros vigentes, garantizando una operación segura tanto para los usuarios como para el entorno.
Según las fuentes oficiales, estas estaciones permiten una “rápida instalación y reubicación” en comparación con la construcción de instalaciones tradicionales que requieren de tanques ubicados por debajo de la tierra.
El Gobierno de Tierra del Fuego, Antártida e Islas del Atlántico Sur rechazó el anuncio del ilegitimo y pretendido gobierno británico que ocupa nuestras Islas Malvinas sobre la decisión final de inversión tomada por la empresa israelí Navitas para avanzar en el yacimiento denominado «Sea Lion» en la cuenca Malvinas Norte.
Este accionar unilateral, ilegal y provocador del Reino Unido pretende explotar recursos naturales argentinos en un territorio ocupado, vulnerando de forma directa los derechos de soberanía de 45 millones de argentinas y argentinos.
No se trata de un episodio aislado. Se trata de una maniobra de gravedad inusitada, comparable únicamente con la Misión Shackleton de 1976 que llevó a nuestro país a recurrir nuevamente a la Asamblea General de la ONU y motivó la Resolución 31/49, que prohíbe expresamente cualquier medida unilateral respecto a la Cuestión de las Islas Malvinas mientras no se solucione la disputa.
Al respecto, el Secretario de Malvinas, Antártida, Islas del Atlántico Sur y Asuntos Internacionales, Andrés Dachary, sostuvo que “ante esta medida instamos a la Cancillería Argentina a adoptar todas las medidas diplomáticas y jurídicas necesarias en todos los foros disponibles para frenar esta acción que, de concretarse, afectaría de forma irreversible nuestros derechos soberanos y los recursos que pertenecen a la Provincia y a todo el pueblo argentino”.
“Asimismo solicitamos que se reafirme con claridad ante la comunidad internacional que la Argentina no consiente ni reconocerá ninguna explotación hidrocarburífera en la plataforma continental bajo ocupación británica”, agregó.
El funcionario resaltó también que “las acciones firmes y contundentes que adopte el Gobierno Nacional en defensa de nuestra soberanía contarán con el respaldo unánime del pueblo argentino, porque la Cuestión Malvinas y la defensa de nuestro territorio constituyen una causa nacional que trasciende cualquier diferencia partidaria”.
Desde el Gobierno de Tierra del Fuego reafirmamos nuestro compromiso histórico y nos ponemos a completa disposición para trabajar de manera coordinada con el Estado Nacional en la protección de nuestros derechos, nuestros recursos y nuestra integridad territorial.
Shell, una de las compañías más importantes en la industria global del gas natural licuado (GNL), anunció su retiro del proyecto conjunto con YPF para exportar gas natural licuado producido en Vaca Muerta. Esta decisión sorprendió al sector petrolero argentino, ya que Shell, con más de 110 años de presencia en el país, tenía previsto aportar un 20% de la producción final y participar en la ingeniería del proyecto.
La salida de Shell se produce justo un año después de que la empresa malaya Petronas abandonara la misma iniciativa. Shell informó a través de la agencia Reuters que decidió no avanzar con la fase inicial del proyecto Argentina GNL, en la que solo participó durante la etapa pre-FEED (Front-End Engineering Design). A pesar de ello, la empresa mantiene su interés en Argentina como mercado potencial para la exportación de GNL y sigue explorando opciones de expansión con YPF.
YPF continuará impulsando el proyecto con otros socios internacionales relevantes como la italiana ENI y la Abu Dhabi National Oil Company (ADNOC) de Emiratos Árabes Unidos. En la primera fase está previsto exportar 6 millones de toneladas por año (MTPA), con la posibilidad de sumar posteriormente otros 12 MTPA mediante dos barcos de licuefacción adicionales.
El proyecto de GNL finalizaba en diciembre de 2025 la etapa pre-FEED, una fase clave para definir con mayor precisión los costos. Posteriormente, las empresas deben avanzar hacia la Decisión Final de Inversión (FID), que implicará compromisos financieros firmes. Se estima que la primera parte del financiamiento alcanzará los US$ 12.500 millones, representando el 70% del total requerido.
Por otro lado, Shell no está involucrada en la operación directa de estaciones de servicio en Argentina, ya que esta actividad está bajo control de la empresa brasileña Raízen, que forma parte del grupo Cosan. Este holding brasileño también está en proceso de retiro del mercado argentino, vendiendo cerca de 800 estaciones de servicio y la refinería de Dock Sud.
El principal candidato para adquirir la marca Shell en Argentina es el grupo suizo Mercuria, en sociedad con empresarios locales como José Luis Manzano y Mauricio Filiberti. Esta operación podría concretarse por un monto estimado entre US$ 1.200 y 1.500 millones.
El proyecto de exportación de GNL desde Vaca Muerta permitiría a Argentina ingresar al selecto grupo de países exportadores de gas natural licuado, entre los que se encuentran Estados Unidos, Qatar, Rusia, Malasia, Noruega, Australia y Perú, este último el único en América Latina desde 2010. Se proyecta que Argentina podría sumarse a esta lista entre 2027 y 2028.
La licuefacción del gas natural implica enfriarlo a -160° Celsius para reducir su volumen en unas 600 veces, facilitando su transporte en buques metaneros. Este proceso criogénico ha impulsado el crecimiento del mercado global de GNL desde fines de la década de 1990, con una expansión significativa en los últimos 20 años. La experiencia y respaldo de Shell eran consideradas claves para la viabilidad financiera del proyecto, por lo que su retiro representa un desafío para su continuidad.
La terminal de Escobar es el punto de ingreso del GNL al país.
El Gobierno nacional quiere lanzar en enero un nuevo esquema que, a partir del próximo invierno 2026, elimine la intermediación estatal en la compra de Gas Natural Licuado (GNL) para cubrir los picos de demanda estacional, transfiriendo mediante licitación pública esta responsabilidad a un comercializador que asuma el rol que hasta hoy desempeña Enarsa.
En el proceso de privatización de Enarsa, a partir de la indicación de la Ley de Bases, la Secretaría de Energía está desarmando potestades que fue acumulando la empresa en las últimas dos décadas, y que la actual gestión considera que no deben estar en manos del Estado, en tanto haya un privado que pueda ocupar ese rol.
En el caso de las compras de los metaneros de GNL la idea que se trabaja en la Secretaría de Energía es eliminar la intermediación estatal y traspasar esa responsabilidad a un comercializador, el que será asignado mediante licitación pública como encargado de leer la demanda estacional, determinar los volúmenes de GNL necesarios para cubrir el pico, y gestionar la compra de los cargamentos en el mercado internacional.
El riesgo privado ante la volatilidad
La gestión de los cargamentos en el mercado internacional implica que el comercializador deberá navegar la volatilidad de los precios del GNL, influenciados por las tendencias globales y la demanda estacional. Históricamente, la Argentina accede a este mercado con contratos spot a comienzos de cada temporada para cubrir los picos invernales, en al menos dos o tres tandas de licitación.
El desafío para el privado residirá, además, en la optimización logística, que incluye no solo la compra del gas, sino la contratación de los buques metaneros y la coordinación para la llegada a la planta regasificadora de Escobar, desde donde se inyecta al sistema de TGN.
Una consecuencia directa de esta medida es que el costo pleno del GNL importado, que suele ser significativamente más alto que el gas producido en la Argentina, será trasladado a la tarifa de los usuarios finales, eliminando así el subsidio estatal que hoy absorbe ENARSA, en valores que más que duplican por lo que se paga el gas argentino.
La gestión de compra de los metaneros quedará en manos de un trader
La misma fuente consultada explicó que si bien se delega lo operativa, el Estado no se desentiende por completo, sino que el plan que se busca poner en marcha contempla que la autoridad de aplicación «seguirá supervisando la operatoria«, aunque dejará en manos privadas la decisión sobre la cantidad de barcos a comprar y los precios de adjudicación.
La privatización de Enarsa
Este movimiento se da en un marco más amplio que incluye la autorización para el proceso de privatización total de Energía Argentina, tal como se estableció en el Decreto 695/24, por el cual se dispone la separación de las actividades y bienes de cada unidad de negocio de la empresa, con el fin de garantizar la continuidad de la prestación de los servicios y de la ejecución de las obras en curso que dicha empresa tiene a su cargo.
La intención del Gobierno es que el sector privado asuma el riesgo y la gestión de la compra del GNL, un insumo clave para el invierno. Esto se enmarca en la política de eliminación de subsidios y búsqueda del equilibrio fiscal, pero aún no está claro el impacto potencial en las tarifas de los consumidores al trasladar el costo real de la energía importada.
La Secretaría de Energía ya comunicó a las distribuidoras y grandes comercializadores de gas que serán ellos quienes deberán asumir las compras en el mercado para el invierno, gestionando el abastecimiento con el comercializador adjudicado y eliminando, finalmente, el rol de intermediario de Enarsa.
El rol del Estado como comprador
En el reciente Energy Day que organizó EconoJournal, el secretario coordinador de Energía y Minería, Daniel González, aseguró que el Gobierno decide dar este paso de desregulación con el convencimiento de que “no va a faltar GNL”, y resaltó que “lo que se haga es con la intención de que esté la misma disponibilidad que hoy, pero no tiene sentido que el comprador de última instancia tenga que ser siempre Enarsa”.
Lo segundo es que “tampoco tiene sentido que el Estado pague el costo. Entonces, se intentará llegar a este invierno para que los compradores GNL sean comercializadores, asegurar que el precio sea igual o menor, porque con más libertad menores precios”.
Daniel González dio detalles del esquema en el último Energy Day.
El tema crucial que se desprende de esa transformación es de qué manera ese costo se distribuye en la demanda. El Plan Gas tiene un costo promedio año de US$3,8, y si se le adiciona a la demanda residencial de gas, el impacto del GNL específicamente para consumo residencial, “ese precio promedio anual subirá 5% a lo sumo 10%, por lo que el Gobierno busca una forma de abordar eso, de manera que no haya una parte de la demanda que pague todo el costo del GNL”, explicó.
La desregulación de las compras de gas natural licuado es uno de las dos reformas que está llevando adelante en el mercado del gas. La otra es la reducción del rol central de Enarsa como compradora de gas bajo el esquema del Plan Gas.ar.
El espejo del mercado eléctrico
El objetivo es replicar la estrategia de salida gradual que se aplica en el sector eléctrico: mantener a Enarsa solo como comprador de última instancia, mientras se generan los incentivos necesarios para que los productores de gas que actualmente venden su producción a la compañía estatal busquen voluntariamente sustituirla por off-takers (compradores) del sector privado.
Esta medida es vista como un paso crucial para acelerar la desregulación, dado que el Plan Gas, si bien fue una política de Estado que funcionó bien, hoy representa un obstáculo para la liberación del sector. El Gobierno argumenta que las condiciones del mercado cambiaron y el sector privado ahora tiene capacidad de contratación, por lo que se debe promover la relación contractual directa entre privados.
Finalmente, de ambos casos -libre contratación de gas y de GNL- se desprende una transparentación de los costos para asegurar la provisión de todo el sistema, y hacer el pass-through a las tarifas para que luego el Estado Nacional defina qué porcentaje subsidia. En ese punto empalma el nuevo criterio que comenzara a aplicar la Secretaría de Energía de subsidiar parte de la energía en un proceso gradual durante 2026, pero sin complicar la señal de precios.
El Gobierno Nacional incorporó formalmente las estaciones de servicio móviles al registro oficial de bocas de expendio de combustibles.
La medida, dispuesta a través de la resolución 504/2025, permite entre otras cosas que localidades del interior —donde muchas estaciones fijas se encuentran en mal estado o dejaron de operar— cuenten con una solución segura, moderna y de rápida instalación para abastecerse de combustibles, argumentó la secretaría de Energía.
“Esta decisión se enmarca en el proceso de desregulación y modernización del sector energético que impulsa el presidente Javier Milei, orientado a fomentar la competencia, reducir costos y mejorar la calidad del servicio para los usuarios”, refiere un comunicado.
Y añade que la iniciativa “garantiza, por ejemplo, el abastecimiento en localidades que carecen de estaciones fijas, disminuye los costos para las empresas y para los usuarios —que ya no deberán trasladarse largas distancias—, y fomenta la competencia en el sector. Además, brinda mayor competitividad y seguridad en la provisión local y contribuye al desarrollo productivo de las economías regionales”.
Las estaciones móviles y modulares deberán cumplir con estrictas normas técnicas y de seguridad, basadas en estándares internacionales —como la NFPA385 y la UL-2085—, que exigen tanques de doble pared, sistemas automáticos de corte y detección de pérdidas, kits de control de derrames y extintores certificados.
“Cada unidad será auditada por empresas externas habilitadas y deberá contar con planes de contingencia y seguros vigentes, garantizando una operación segura tanto para los usuarios como para el entorno”, se indicó.
Asimismo, el nuevo régimen establece un sistema de sanciones para quienes operen fuera de la ley, incluyendo multas de hasta 160.000 litros de nafta súper y la inhabilitación inmediata de las instalaciones que incumplan las condiciones de seguridad o no cuenten con auditorías actualizadas.
En su articulado, la R-504 puntualiza:
“Incorpórase al Registro de Bocas de Expendio de Combustibles Líquidos, Consumo Propio, Almacenadores, Distribuidores y Comercializadores de Combustibles e Hidrocarburos a Granel y de Gas Natural Comprimido, creado por la Resolución 1.102 del 2004, a todas las personas físicas o jurídicas habilitadas para el expendio de combustibles líquidos bajo la modalidad Estaciones de Servicio Móviles (venta por menor).
Se aprueba el procedimiento y las condiciones técnicas y registrales para el expendio de combustibles líquidos bajo la modalidad ESTACIÓN MODULAR PORTÁTIL (Venta minorista).
También se aprueba el procedimiento y las condiciones técnicas y registrales para el expendio de combustibles líquidos bajo modalidad ESTACIÓN DE SERVICIO MÓVIL CISTERNA.
En anexos a esta resolución se aprueban los protocolos de seguridad para ambos tipos de estaciones (Protocolo Estación Modular y Protocolo Estación de Servicio Móvil Cisterna).
Los incumplimientos a las disposiciones contenidas en la R-504 “serán pasibles de las sanciones establecidas en la Ley 26.022 y en la Ley 23.966 y sus modificatorias.
Los operadores de estaciones de servicios móviles deberán declarar la información relativa a volúmenes de venta y precio del combustible comercializado por ante el Módulo de información de precios y volúmenes de combustibles por boca de expendio que publica la Secretaría a través de su página web.
El artículo 9 de la R-504 delega en la Subsecretaría de Combustibles Líquidos las facultades de autorización, fiscalización y control, y las establecidas en materia sancionatoria.
Las operaciones de expendio realizadas mediante estaciones de servicio cisternas quedarán alcanzadas por la carga impositiva correspondiente a zonas no exentas, de conformidad a lo previsto en la Ley 23.966.
La Corporación Financiera Internacional (IFC), el brazo para el sector privado del Grupo Banco Mundial, anunció la inyección de un paquete de financiamiento multimillonario en Argentina, destacándose una inversión histórica destinada a la minería de litio en la provincia de Salta.
Alfonso García Mora, vicepresidente de la IFC, confirmó que se trata de la inversión más alta que la IFC haya realizado en el país, con un total de US$ 2.400 millones destinados a un proyecto de litio. Se espera que los fondos aterricen en las próximas semanas. El compromiso total del Grupo Banco Mundial con el sector minero argentino es significativo, estimando que movilizarán US$ 5.000 millones en los próximos dos a tres años para el desarrollo del litio, cobre y otros proyectos.
Detalles Clave de la Inversión
Monto Histórico: US$ 2.400 millones para un proyecto de litio en Salta.
Inversión Directa IFC: La IFC aporta directamente US$ 400 millones, movilizando el resto de los fondos a través de otros inversores.
Empresa Beneficiaria: La compañía elegida, de capitales argentinos y extranjeros con su proyecto en Salta, cotiza en Bolsa, por lo que su nombre aún no ha sido revelado.
Marco Regulatorio: El proyecto se beneficia del Régimen de Incentivos para Grandes Inversiones (RIGI), siendo uno de los primeros en ingresar a este marco.
Minería Responsable: García Mora enfatizó que la participación del Grupo Banco Mundial garantiza que el proyecto cumple con los estándares internacionales de mejores prácticas medioambientales y sociales, luego de un proceso de análisis y diseño de dos años.
Estrategia y Expansión
La estrategia del Grupo Banco Mundial se centra en fortalecer todo el ecosistema minero, incluyendo la infraestructura, la energía, el transporte y la logística, articulando el sector privado con las provincias y universidades.
El alto ejecutivo de la IFC también destacó el potencial de Argentina, no solo en la extracción del mineral, sino en la manufactura y creación de productos de valor agregado a partir de los minerales extraídos.
Otros Proyectos Relevantes de la IFC en Argentina
La IFC es muy activa en el país, siendo socia de Central Puerto para una nueva línea eléctrica en el NOA y asistiendo al Gobierno en la privatización de AySA. Además, mantiene un amplio portfolio de clientes que incluye a empresas de energía como Pampa Energía y Pan American Energy, entre otros actores del sector privado y financiero.
Mendoza celebra un nuevo hito para el desarrollo energético: YPF iniciará en los próximos meses una perforación adicional en el bloque CN VII A, ubicado en la cuenca neuquina mendocina, con el objetivo de seguir avanzando en la exploración de Vaca Muerta en territorio provincial.
YPF confirmó que iniciará la perforación adicional del bloque CN VII A, ubicado en la cuenca neuquina, para avanzar en las tareas de exploración del lado mendocino del bloque Vaca Muerta.
La decisión de avanzar con esta perforación adquiere aún mayor relevancia en el contexto actual, ya que YPF se encuentra reorganizando su cartera de activos y concentrando inversiones en proyectos de mayor competitividad.
“Esta perforación es una señal enorme de confianza en el potencial de Vaca Muerta en Mendoza. YPF está ajustando su portafolio en todo el país, desprendiéndose de activos que no considera prioritarios. Que decida no solo permanecer en nuestras áreas con Vaca Muerta, sino invertir por encima del compromiso asumido, demuestra la solidez del modelo provincial y el atractivo de nuestro recurso”, afirmó la ministra de Energía y Ambiente, Jimena Latorre.
“Este pozo adicional en CN VII A, fuera del compromiso mínimo originalmente establecido, confirma no solo el interés técnico en la ventana mendocina de Vaca Muerta, sino también la fortaleza del marco regulatorio provincial, que brinda previsibilidad y condiciones adecuadas para sostener decisiones de inversión de largo plazo”, explicó el director de Hidrocarburos, Lucas Erio.
Mendoza en los proyectos de mayor escala
En el marco de su estrategia nacional, YPF reorienta sus inversiones hacia proyectos de mayor escala y competitividad. En ese contexto, la decisión de ejecutar una perforación adicional refleja la expectativa positiva sobre el potencial geológico de Mendoza y reafirma la solidez del modelo institucional de la provincia.
El área CN VII A es uno de los bloques que integran la plataforma actual de exploración no convencional de YPF en Mendoza, donde ya se ejecutaron trabajos previos con resultados alentadores. Esta nueva perforación permitirá:
Profundizar la caracterización del reservorio Vaca Muerta en la provincia.
Ampliar el horizonte exploratorio de Vaca Muerta.
Obtener información clave para futuros desarrollos.
Consolidar la presencia de YPF en la frontera exploratoria mendocina.
Generar actividad económica, servicios y empleo asociado.
La Provincia continúa ejecutando una política energética moderna, estable y orientada a atraer inversión, con reglas claras y un sistema de promoción que permite dinamizar tanto la actividad convencional como la no convencional.
“Mendoza tiene un recurso competitivo, infraestructura disponible, seguridad jurídica y un modelo probado. Este tipo de decisiones de YPF confirman que estamos en el camino correcto”, concluyó Latorre.
El grupo industrial más grande del país puso en escena la cadena de valor que está detrás de los recursos primarios y volvió a pedir una estrategia inteligente de inserción comercial al mundo.
El gigante industrial Techint reforzó su mensaje institucional de que la Argentina no se puede desarrollar exclusivamente con la exportación de recursos naturales primarios, sino con la integración de su cadena de valor y la industria.
Es el espíritu de lo que permanentemente busca transmitir su dueño, Paolo Rocca, que esta tarde hablará nuevamente sobre la situación macroeconómica y su preocupación por la apertura comercial del país sin una estrategia clara de inserción inteligente al mundo, con la avalancha de importaciones de China como máxima inquietud.
Además, el grupo respaldó la reforma laboral y la necesidad de una reforma tributaria para destrabar el crecimiento de la Argentina y aseguró que “con Vaca Muerta no alcanza” para lograr el desarrollo.
Esos fueron los ejes de las presentaciones de los ejecutivos de la “T” en el comienzo del seminario ProPymes, en la que el holding agrupa a su cadena integrada de valor.
Recursos naturales sin industria
Javier Martínez Álvarez, vicepresidente Institucional de Techint, contextualizó: “La Argentina tiene exportaciones de recursos naturales equivalentes a aproximadamente 1.000 dólares por habitante; Canadá, US$ 7.000; y Australia, US$ 14.000. Hacia 2030, si se desarrollan la energía y la minería, vamos a saltar hasta US$ 2.000 por habitante. Con Vaca Muerta no alcanza”.
“Argentina requiere de un desarrollo industrial integrado alrededor de los recursos naturales”, agregó, y señaló que la oportunidad es el “Occidente democrático”, frente a una China a la que solo se le puede exportar materias primas.
Además, Martínez Álvarez planteó una crítica hacia los gobiernos provinciales y municipales, que “se llenan la boca hablando de industria pero cobran impuestos y tasas que funcionan como aranceles a las exportaciones”.
El boom de importaciones de China
Más tarde, Martín Berardi, presidente Ejecutivo de Ternium Argentina, analizó el boom de exportaciones de acero chino en los últimos 7 años, que -como contó Clarín esta semana- ya generó una tensión industrial en Vaca Muerta por el uso de caños para los gasoductos dedicados al Gas Natural Licuado (GNL).
“Debemos ser competitivos con Occidente; contra China es otro juego”, marcó Berardi, que observa como un “desafío” a las crecientes importaciones y como una “oportunidad” al acuerdo con Estados Unidos, que “más que un rescate es una puerta abierta para una alianza con Occidente y una inserción comercial”.
Por su lado, Ricardo Markous, CEO de Tecpetrol, valoró que la Argentina llegó a un récord histórico de producción de petróleo y que se dio vuelta la balanza comercial energética porque “Vaca Muerta hoy es una realidad gracias a que hubo un entramado industrial que permitió hacer las inversiones”.
Techint también convocó a los economistas Esteban Domecq, Matías Surt y Santiago Bulat, de la consultora Invecq, quienes analizaron el contexto actual y lo que viene.
Mientras en gran parte del país el trabajo privado se contrae, la provincia patagónica lidera la creación de puestos laborales gracias a la sinergia entre inversión energética y políticas públicas locales.
Neuquén se consolida como la provincia que más empleo privado genera en Argentina, un logro que contrasta con la tendencia nacional de pérdida laboral. Entre 2023 y 2025, según datos del Sistema Integrado Previsional Argentino (SIPA), se incorporaron más de 4.100 nuevos puestos de trabajo formales, un crecimiento cercano al 3% en un contexto de incertidumbre económica y recesión en otros distritos del país.
El motor de este crecimiento es, sin duda, Vaca Muerta, la formación hidrocarburífera que ha despertado inversiones millonarias y multiplicado la demanda de mano de obra en toda la cadena de valor: desde perforación y extracción hasta servicios vinculados a la energía y la logística. Este dinamismo se complementa con políticas públicas que priorizan la contratación local y el desarrollo de capacidades en los trabajadores neuquinos.
“Cuando el crecimiento económico se traduce en empleo, todos ganamos. Nuestro objetivo es que cada proyecto que se desarrolla en Neuquén genere oportunidades concretas para quienes viven aquí”, señaló Lucas Castelli, ministro de Trabajo y Desarrollo Laboral.
Programas como Emplea Neuquén juegan un rol clave al conectar la demanda laboral de empresas con trabajadores capacitados, fomentando prácticas formativas en entornos reales y facilitando la inserción de jóvenes y profesionales en sectores estratégicos. La combinación de inversión pública, desarrollo energético y articulación con el sector privado se traduce en un círculo virtuoso que fortalece la economía local.
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El impulso al empleo también se ve reflejado en la obra pública: la pavimentación de rutas, la construcción de escuelas y la mejora de servicios esenciales no solo genera puestos de trabajo directos, sino que incentiva la participación de empresas de todo el país en proyectos que benefician a la comunidad.
Mientras otras provincias enfrentan retrocesos en sectores clave como la industria y la construcción, Neuquén demuestra que la planificación estratégica, la inversión sostenida y la colaboración público-privada pueden convertir la adversidad nacional en una oportunidad para crecer y generar empleo.
El desarrollo de Vaca Muerta no solo generó más puestos de trabajo, sino que transformó la naturaleza de las oportunidades laborales en Neuquén. Sectores que antes tenían poca presencia en la provincia, como ingeniería avanzada, geología, perforación y logística industrial, ahora demandan profesionales calificados, técnicos especializados y operarios entrenados. Este cambio ha ampliado el espectro de empleos, ofreciendo alternativas estables y de alto valor agregado que antes eran escasas en la región.
El gobernador de Neuquén indicó que el encuentro fue para concretar medidas que impaceten en la industria. “Lo vamos a evaluar”, respondió el ministro de Economía.
Este miércoles hubo un encuentro clave entre Rolando Figueroa y Luis Caputo, en la antesala del debate de las reformas del gobierno de Javier Milei en el Congreso. Allí, el gobernador de Neuquén solicitó al ministro de Economía modificaciones en el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI).
A través de sus redes sociales, el mandatario provincial comentó que la cumbre fue con el fin de concretar «medidas que impacten en la industria y en el desarrollo» neuquino.
En este sentido, indicó que solicitó al titular del Palacio de Hacienda incorporar las inversiones vinculadas al upstream no convencional de petróleo y gas natural al RIGI. La medida tendría el impacto de promover «más producción, empleo y crecimiento» en la provincia, sentenció Figueroa.
Por su parte, Caputo reveló -también por X- que el Gobierno va a «evaluar» la propuesta del mandatario neuquino.
Impulso a Vaca Muerta: San Antonio Internacional y Precision Drilling anunciaron una alianza estratégica
La empresa San Antonio Internacional junto a Precision Drilling Corporation anunciaron el acuerdo de su nueva alianza estratégica, que busca el desarrollo conjunto de oportunidades en el segmento de perforación no convencional en Argentina. Ambas empresas cuentan con una basta trayectoria en servicios petroleros en el país y a nivel mundial.
El acuerdo combina la capacidad operativa, logística y el profundo conocimiento local de San Antonio Internacional, con la tecnología de clase mundial, los rigs de alta performance y la experiencia internacional de Precision Drilling. Las firmas buscan crear una plataforma única para atender las crecientes demandas del desarrollo energético argentino, especialmente en Vaca Muerta.
Como primer paso operativo de esta alianza, San Antonio Internacional pondrá la tecnología de Precision Drilling a disposición de sus clientes en sus equipos actuales. Esta alianza resulta clave para impulsar la perforación no convencional en Argentina.
El CEO de Tecpetrol proyectó que Argentina podría alcanzar 800 mil barriles diarios de petróleo en 2025 y llegar al millón y medio hacia fin de la década. Repasó hitos de Fortín de Piedra, avances en Los Toldos II Este y la necesidad de fortalecer la competitividad ante un escenario internacional de precios más bajos.
El CEO de Tecpetrol, Ricardo Markous, aseguró que el shale de Neuquén atraviesa una etapa de expansión sostenida, con récords históricos en petróleo y gas, al tiempo que remarcó que “Vaca Muerta es posible porque hay industria nacional”. El ejecutivo estimó que en 2025 la producción de crudo en Argentina cerrará “cercana a los 800 mil barriles por día”, superando ampliamente los máximos de fines de los años 90. De cara al final de la década, la expectativa del sector es alcanzar 1,5 millones de barriles diarios.
Markous, durante su participación en el 24 Seminario ProPymes, también destacó la mejora en la seguridad energética del país. “El mercado argentino de gas está muy abastecido por la inauguración del gasoducto Perito Moreno. Los picos invernales han disminuido: antes se importaban 80 barcos por año y este año solo 25”, explicó. Según el CEO, este salto productivo permitió que en 2023 se equilibrara la balanza comercial energética, un objetivo histórico para la macroeconomía argentina.
El ejecutivo subrayó además la creciente inserción regional del gas argentino. “Estamos exportando nuevamente a Chile y empezando tímidamente a exportar a Brasil con la reversión del Gasoducto del Norte”, afirmó. Para Markous, el país cuenta hoy con “un gas muy competitivo para las industrias”, lo que abre nuevas oportunidades para ampliar mercados.
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El caso de Fortín de Piedra fue central en su repaso. El desarrollo, iniciado en 2017, se consolidó como uno de los motores del shale gas neuquino. “En el pico invernal, Fortín de Piedra produce 25 millones de m³/día: es el 20% del gas de Neuquén y 15% del país. Uno de cada cinco hogares en invierno se alimenta de Fortín de Piedra”, destacó. Y enfatizó: “Esto lo pudimos hacer gracias a las pymes que trabajaron en este proyecto”.
Un nuevo hito: Los Toldos II Este
Markous detalló también el avance del proyecto Los Toldos II Este, orientado a petróleo. Hoy 600 pymes participan de la cadena de valor y se espera llegar a 1.000. El objetivo es alcanzar en 2027 una producción de 70 mil barriles por día, lo que elevará la producción total de Tecpetrol a 100 mil barriles diarios.
La inversión prevista incluye US$ 1.200 millones en plantas y gasoductos, y otros US$ 1.300 millones en transporte, perforación y estructura. Según el CEO, la compañía apoya este crecimiento con tecnología aplicada: “Tenemos el primer centro de innovación del país que monitorea Fortín de Piedra desde Buenos Aires. Gracias a esto, en Los Toldos II estamos perforando pozos de 3.500 metros horizontales en 14,2 días, con 10 fracturas por día”.
El directivo remarcó que el contexto internacional obliga a redoblar la eficiencia. “Pasamos de un petróleo promedio de US$ 80 en 2024 a US$ 62 en 2025. Vamos a tener que trabajar con productores y la industria para ser competitivos”, advirtió.
La empresa Pampa Exploración, subsidiaria de NGEx Minerals, inicia trabajos de prospección en busca de cobre y oro en territorio riojano. El proyecto forma parte de un corredor geológico de relevancia internacional y abre una nueva etapa para el desarrollo productivo de la provincia.
La provincia de La Rioja sumará un nuevo proyecto minero a partir del desembarco de Pampa Exploración, la subsidiaria local de la compañía canadiense NGEx Minerals, perteneciente al conglomerado Lundin. La firma comenzará tareas de prospección orientadas a identificar mineralizaciones de cobre y oro, en una zona considerada estratégica dentro del distrito geológico Vicuña, uno de los más importantes a nivel global.
Quintela junto a Federico Bazán; el intendente de General Lamadrid, Luis Orquera; la secretaria de Minería, Ivana Guardia; y, en representación de la empresa, Martín Rode, presidente de Pampa Exploración, y Alfredo Vitaller, director de Asuntos Corporativos. Quintela junto a Federico Bazán; el intendente de General Lamadrid, Luis Orquera; la secretaria de Minería, Ivana Guardia; y, en representación de la empresa, Martín Rode, presidente de Pampa Exploración, y Alfredo Vitaller, director de Asuntos Corporativos. La presentación oficial se realizó durante una reunión encabezada por el gobernador Ricardo Quintela, de la que participaron el ministro de Trabajo, Empleo, Industria y Minería, Federico Bazán; el intendente de General Lamadrid, Luis Orquera; la secretaria de Minería, Ivana Guardia; y, en representación de la empresa, Martín Rode, presidente de Pampa Exploración, y Alfredo Vitaller, director de Asuntos Corporativos.
Confianza en el clima productivo de La Rioja
Tras el encuentro, el ministro Bazán destacó la importancia de que un grupo de alcance internacional elija La Rioja para iniciar nuevas etapas de inversión. Señaló que NGEx Minerals forma parte del mismo conglomerado que impulsa proyectos de cobre de escala mundial como José María, Filo del Sol y Lunahuasi.
“Esta es una noticia muy importante para el desarrollo productivo y minero de la provincia. Que comiencen a explorar en La Rioja significa confianza en la provincia y una apuesta concreta al crecimiento”, afirmó.
Bazán explicó que la empresa encarará una primera campaña de perforaciones con expectativas de mediano y largo plazo. A su vez, destacó que la llegada de inversiones impacta especialmente en el interior provincial, donde la actividad minera dinamiza servicios, empleo y nuevas oportunidades económicas.
El funcionario subrayó que la instalación de Pampa Exploración “refuerza la seguridad jurídica local y el compromiso con estándares ambientales altos”, y que la presencia de empresas de este nivel envía un mensaje positivo al sector minero nacional e internacional.
Un distrito geológico con proyección internacional
Alfredo Vitaller, director de Asuntos Corporativos de NGEx Minerals, valoró el inicio de los trabajos en La Rioja y confirmó que la empresa ya comenzó tareas preliminares en la propiedad minera Solitario 17. Señaló que el objetivo es buscar la continuidad del distrito Vicuña —compartido con San Juan—, donde la compañía desarrolla actualmente el proyecto Lunahuasi.
“Queremos mantener informado al gobernador sobre nuestras acciones y avances, y volver a presentar resultados cuando estén disponibles”, expresó. Vitaller sostuvo que La Rioja posee un potencial geológico aún no explorado en profundidad y que la empresa trabajará para identificar áreas con presencia de cobre y oro.
El directivo remarcó que NGEx Minerals es una compañía generadora de proyectos, con antecedentes en descubrimientos relevantes como José María, Filo del Sol, Los Helados y Lunahuasi.
Oportunidades para el Valle del Bermejo
El intendente de General Lamadrid, Luis Orquera, destacó el impacto que este proyecto podría tener en su departamento y en toda la región del Valle del Bermejo. Señaló que, de confirmarse mineralizaciones significativas, la actividad “podría cambiar la realidad de los pobladores y abrir nuevas oportunidades de desarrollo”.
Un webinar organizado por Megsa volvió a colocar en primer plano un tema decisivo para el futuro del shale argentino: cómo se financian hoy los proyectos de Oil & Gas y quiénes están en condiciones reales de capturar las oportunidades que ofrece Vaca Muerta. El encuentro estuvo encabezado por Juan José Preciado, CEO de RICSA, quien trazó un diagnóstico crudo y estratégico sobre el flujo de capital que llega —y el que falta— para sostener el crecimiento de la cuenca.
Preciado abrió con una definición que marcó el tono del debate: “Vaca Muerta no es solo para los grandes. Es para los que sepan financiarse bien”. El mensaje no apuntó únicamente a las operadoras, sino a toda la cadena de valor: desde proveedores PyME hasta empresas de servicios que dependen del crédito para sostener operaciones en Neuquén y Río Negro.
El contexto productivo y macroeconómico —por primera vez en años— juega a favor. La Argentina exhibe producción récord de petróleo y gas, un superávit energético consolidado y costos operativos más previsibles gracias a la desaceleración inflacionaria. A esto se suma una agenda de infraestructura en plena ejecución, con nuevos oleoductos, ampliaciones de transporte y obras asociadas al despegue del GNL.
Sin embargo, el acceso al financiamiento continúa siendo el factor que define quién escala y quién queda rezagado. Según Preciado, el país vive “una ventana histórica” donde la disponibilidad de capital internacional y local podría transformarse en expansión sostenida… si la industria sabe cómo estructurarlo.
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El webinar diferenció de manera categórica el financiamiento de grandes empresas respecto del universo PyME. Las big players del sector —YPF, PAE, Raízen, Pampa Energía— operan con instrumentos sofisticados como obligaciones negociables, emisiones de bonos corporativos, estructuras de project finance, fideicomisos financieros y esquemas off-balance que resguardan a la matriz corporativa.
Preciado destacó que el project finance volvió a ocupar un rol protagónico. Allí, el repago surge de los propios flujos del proyecto, los acreedores asumen riesgo limitado y los sponsors resguardan su balance. Casos como OTASA, Oldelval y el megaproyecto Vaca Muerta Sur operan bajo esta lógica, favorecidos por el RIGI, que otorga estabilidad fiscal y regulatoria a largo plazo.
El panorama es muy distinto para las PyMEs, que enfrentan restricciones de crédito que amenazan su participación en la expansión del shale. “Sin PyMEs no hay Vaca Muerta”, repitieron los expositores. Estas empresas, que representan el músculo operativo de la cuenca, necesitan herramientas de financiamiento ágiles y descontables.
En ese punto, el Mercado Argentino de Valores (MAV) aparece como una vía estratégica. Instrumentos como Cheques de Pago Diferido, Pagarés Bursátiles, ON PyME Garantizadas y Facturas de Crédito Electrónicas (FCE) actúan como oxígeno financiero para firmas que cobran a 60, 90 o 120 días de grandes operadoras.
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La FCE merece un capítulo aparte. PAE, YPF, Pampa Energía y Raízen ya operan bajo este esquema, lo que permite a proveedores descontar facturas con tasas competitivas y garantías de SGRs. Para muchas empresas, esta herramienta marca la diferencia entre seguir operando o frenarse.
El RIGI —tema central del webinar— fue presentado como un punto de inflexión. Para Preciado, este régimen es “el marco que buscaban los fondos internacionales que empiezan a mirar otra vez a la Argentina energética”. Estabilidad fiscal, libre disponibilidad de exportaciones y reglas claras son atributos inusuales en la región, lo que reposiciona al país frente a capitales globales.
Otro eje relevante fue el rol de los organismos multilaterales. BID, CAF y bancos de desarrollo se perfilan como mitigadores de riesgo regulatorio y cambiario. No reemplazan al mercado, pero lo sostienen cuando los spreads se disparan o cuando las operadoras requieren fondeo mixto para infraestructura crítica.
El fundador y presidente de Venoil Energía, Gustavo Naves, presentó en un webinar organizado por Megsa su visión sobre cómo los campos convencionales en Argentina todavía pueden generar valor.
En un mercado dominado por el auge de Vaca Muerta y la producción no convencional, Gustavo Naves, fundador, director y presidente de Venoil Energía, lanzó un mensaje contundente: los campos maduros convencionales de Argentina todavía tienen potencial y no deben ser subestimados.
La presentación se realizó en un webinar organizado por Megsa, donde Naves compartió su visión estratégica sobre el futuro del petróleo y gas en el país. “Existe un prejuicio generalizado sobre los campos convencionales: se piensa que no pueden crecer, que la tecnología es solo para shale y que la única forma de aumentar la producción es perforando más pozos”, aseguró Naves.
Frente a esto, destacó que la innovación tecnológica, la gestión eficiente y los modelos de recuperación terciaria pueden cambiar radicalmente los resultados de estos yacimientos.
Durante su exposición, el empresario repasó la trayectoria de Venoil Energía, una compañía independiente especializada en la optimización de campos maduros en Mendoza y Santa Cruz. Con énfasis en sostenibilidad, descarbonización y digitalización, la empresa ha logrado aumentar la producción y reducir costos mediante la incorporación de inteligencia artificial y herramientas de gestión avanzadas.
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“Nuestro ADN es un equipo interdisciplinario, reducción de costos operativos, excelencia operacional y empatía sindical. Eso nos permite resultados concretos incluso en campos que otros consideran agotados”, afirmó Naves.
Propuso una mayor colaboración entre empresas, sindicatos y gobiernos, apoyada por incentivos fiscales y regulaciones favorables, para crear un ambiente de inversión sólido y sostenible.
Además, puso en valor la vinculación con universidades y centros de investigación, como fuente clave de innovación y formación de profesionales especializados.
Naves expuso ejemplos concretos de cómo la tecnología aplicada al convencional puede optimizar la producción: sistemas de monitoreo digital, análisis predictivo de pozos y recuperación secundaria avanzada. Según el ejecutivo, la combinación de estas herramientas con estrategias de gestión eficientes permite no solo sostener la producción sino mejorarla, mientras se reducen los costos operativos y se respetan los estándares ambientales más exigentes.
Un mercado en expansión: más de 3.000 pozos demandarán sistemas de levantamiento artificial. El acuerdo introduce en el mercado argentino nuevas soluciones avanzadas de Artificial LiftEl acuerdo introduce en el mercado argentino nuevas soluciones avanzadas de Artificial Lift (Pecom).
PECOM, la compañía argentina con más de siete décadas de trayectoria en la industria energética, anunció la firma de una alianza estratégica con Flowco Holdings Inc. (NYSE: FLOC), una de las empresas líderes a nivel global en soluciones de optimización de producción, levantamiento artificial y mitigación de emisiones de metano para petróleo y gas.
El acuerdo introduce en el mercado argentino nuevas soluciones avanzadas de Artificial Lift, con especial foco en el desarrollo de los recursos no convencionales de Vaca Muerta.
La incorporación de la tecnología de Flowco representa un salto cualitativo para PECOM, que busca fortalecer su oferta de servicios integrados, innovadores y sustentables a lo largo de toda la cadena energética.
Entre las herramientas más destacadas se encuentra el High Pressure Gas Lift, el sistema de compresión de gas aplicado a levantamiento artificial más utilizado en Estados Unidos, especialmente en pozos horizontales de shale.
Este sistema permite inyectar gas a alta presión para optimizar el rendimiento del Gas Lift, una técnica que se vuelve crucial para maximizar la productividad de los pozos no convencionales. Su adopción en Argentina posiciona a PECOM como una de las pocas compañías capaces de ofrecer soluciones de alto rendimiento para operaciones de shale, consolidando su rol estratégico en el desarrollo de Vaca Muerta.
El CEO de PECOM, Horacio Bustillo, celebró el acuerdo:”Nos enorgullece haber concretado esta alianza con una compañía líder como Flowco. Es un paso clave para agregar valor con productos y servicios que aceleren el desarrollo de la producción no convencional en Vaca Muerta.”
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El potencial argentino en recursos no convencionales es uno de los más prometedores del mundo. Según estimaciones sectoriales, en la próxima década se proyecta la incorporación de más de 3.000 pozos que requerirán sistemas de levantamiento artificial, un segmento donde la eficiencia operativa es determinante para asegurar competitividad y reducir costos.
“El Gas Lift ha demostrado ser un método confiable y flexible para maximizar la producción en pozos horizontales de shale”, explicó Walter Paris, Director Ejecutivo de Servicios y Soluciones Integradas de PECOM. “Los operadores necesitan tecnologías que mejoren la productividad con menores costos, y esta alianza responde directamente a esa demanda”.
La combinación de la experiencia internacional de Flowco en diseño y operación de sistemas de levantamiento artificial con la sólida presencia local de PECOM crea una propuesta única en el mercado. La empresa argentina aporta infraestructura, equipos operativos y relaciones de largo plazo con los principales operadores del país, potenciando la adopción de tecnologías avanzadas en todas las cuencas productivas.
España ha adjudicado más de 10 GWh de capacidad de almacenamiento energético a través del programa FEDER, con un coste específico notablemente inferior al registrado en el Mercado de Suministro a Término de Capacidad de Almacenamiento Eléctrico (MACSE),el esquema homólogo de Italia. El valor medio español para sistemas stand alone se situó en 64933 €/MWh/año, frente a una estimación de 111000 €/MWh/año en el caso italiano.
“El valor equivalente a un apoyo a capex al inicio de los proyectos italianos, partiendo de los 13000 €/MWh/año durante quince años con una tasa de descuento del 8%, resultaría en aproximadamente 111000 €/MWh/año”, manifiesta Raúl García Posada, director de la Asociación Española de Almacenamiento de Energía (ASEALEN), en diálogo con Energía Estratégica.
La duración media de los proyectos en MACSE fue superior, rondando las 7 horas, frente a las 4 horas en la convocatoria española. Aun así, el ejecutivo destaca que “parece que ha resultado más eficiente para la administración pública” el diseño español, debido a la menor intensidad de gasto público por unidad de capacidad.
La comparativa deja bien posicionada a la estrategia española en términos de eficiencia de gasto público, y no solo en los sistemas stand alone. En el caso de los proyectos hibridados, el coste específico asciende a 90142 €/MWh/año, aunque «con intensidades de ayuda del 75% al 85% del CAPEX en muchos casos, lo que refuerza su competitividad financiera», asegura García.
Cabe recordar que Italia ha emergido como uno de los mercados de almacenamiento más relevantes de Europa y un referente técnico por los avances recientes en su esquema MACSE y en la implementación de proyectos BESS.
Distribución tecnológica, criterios de puntuación y riesgos de ejecución hacia 2029
De los 133 proyectos adjudicados, el grueso corresponde a sistemas BESS, con 1925 MW y 6942 MWh, lo que representa una relación de 3,60 horas equivalentes. Estos aportan flexibilidad de ámbito diario y se agrupan principalmente en proyectos de 2 a 4 horas.
También fueron seleccionados proyectos de bombeo, con 182,5 MW y 1327 MWh, incluyendo uno de flexibilidad estacional con 30 horas de duración (32,5 MW / 991 MWh), y otros de ámbito horario. A esto se suman 240 MW y 1165 MWh destinados al almacenamiento térmico en centrales termosolares, con una media de 4,85 horas.
En el ámbito industrial, el almacenamiento térmico en usos térmicos recibió una adjudicación de 84,74 MW y 651 MWh, con una duración media de 7,69 horas, orientado a aportar flexibilidad semanal. De forma destacada, se aprobaron proyectos singulares de muy larga duración con baterías, como uno de 15 horas (7 MW) y otro de 16 horas (5 MW).
“Esto supone flexibilidad semanal con baterías, algo que será singular a nivel mundial”, subraya Raúl García Posada.
También se seleccionaron sistemas térmicos de muy baja potencia, pero con duraciones inéditas: uno de 77 horas (0,39 MW), otro de 43 horas (0,23 MW) y un tercero de 37 horas (2 MW), que podrían ampliar su potencia de carga eléctrica a través de líneas como la IF25 Heat Auction abierta por la Comisión Europea.
Otro aspecto destacado del diseño del programa FEDER es el criterio de “puntuación de cadena de valor”, que premia a los proyectos cuyos componentes son diseñados, fabricados, integrados e instalados dentro de la Unión Europea. Según explica el director de ASEALEN, “se obliga a una puntuación mínima de 3 puntos sobre 6”, lo cual en la práctica limita el número de proveedores y exige una evaluación más compleja entre coste e integración local.
“Este criterio ha sido decisivo: la diferencia entre ganadores y perdedores en una misma comunidad autónoma ha estado en menos de 3 puntos”, explica García, y agrega que esto fue “prácticamente el único parámetro de elección”, dado que la madurez del proyecto y la tipología de empresa eran variables fijas.
La resolución definitiva también implicó una reducción de proyectos respecto de la versión provisional, pasando de 143 a 133 iniciativas seleccionadas. Esto implicó una redistribución territorial, con recortes en Andalucía y Baleares, incremento de adjudicaciones en Castilla y León, y ajustes en Cataluña, donde “se reducen los proyectos pero se incrementa la potencia, aunque se reduce un poco la capacidad de almacenamiento”, señala García.
Respecto a los plazos, el cronograma oficial fija el límite de ejecución en enero de 2029, tres años desde la resolución definitiva que deberá publicarse antes de fin de año. Sin embargo, sólo 26 proyectos contaban con licencia de obras al momento de la adjudicación, lo que transforma a la tramitación administrativa en el principal riesgo para el cumplimiento.
Además, García advierte que los proyectos con puntuaciones altas de cadena de valor, con 5 o 6 puntos, podrían verse afectados por la baja capacidad de fabricación de celdas estacionarias en Europa, si varios se ejecutan en paralelo. A esto se suma el riesgo financiero en los casos con baja intensidad de ayuda, aunque aclara que “muchos tienen ayudas por encima del 60% y no deberían tener dificultades para conseguir la financiación restante necesaria”.
Por otro lado, las tecnologías de bombeo y almacenamiento térmico requieren plazos de diseño y obra más extensos, ya sea por necesidades de obra civil o por la integración en procesos industriales, lo que añade un grado de complejidad adicional al calendario.
Aun así, el director de ASEALEN confía en que el ecosistema podrá responder a tiempo: “Creemos que todos los proyectos que están propuestos tienen tiempo suficiente para cumplir las condiciones de las ayudas a tiempo”.
La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) oficializó la aprobación de las Especificaciones de Detalle (EEDD) que establecen los criterios técnicos y metodológicos para determinar la capacidad de acceso de la demanda a las redes de transporte eléctrico en España. La medida se enmarca en el artículo 18 y el anexo III de la Circular 1/2024, y aplica a todas las solicitudes nuevas de acceso, así como a aquellas que busquen modificar permisos existentes.
Estas nuevas reglas impactan de lleno al almacenamiento en modo demanda, incluyendo tanto instalaciones BESS en configuración stand alone como aquellas integradas en esquemas de hibridación con generación, y definen de forma explícita los tipos de capacidad de acceso que podrán obtener: firme, flexible o para autoconsumo con generación.
“La capacidad de acceso resultante de aplicar estas especificaciones de detalle será capacidad de acceso firme para consumidores”, establece la resolución, dejando claro que también se contempla una capacidad flexible para instalaciones de almacenamiento, en un paso que busca adaptar la red a las nuevas dinámicas de consumo y participación activa del usuario final.
Además, se confirma que el 2 de febrero de 2026Red Eléctrica de España (REE) publicará por primera vez los mapas de capacidad de acceso de demanda, en cumplimiento de lo dispuesto en el resuelve tercero de la resolución. A partir de entonces, las solicitudes de acceso se evaluarán de acuerdo con esta nueva metodología, que incorpora consideraciones nodales, zonales y por comportamiento dinámico y estático.
El alcance de las Especificaciones es amplio. Abarca tanto a los consumidores conectados directamente a la red de transporte como a los que, desde la red de distribución, requieran un informe de aceptabilidad debido a su influencia sobre la red de transporte. Se incluyen también los gestores de red, titulares de instalaciones de distribución y consumidores que operen bajo el régimen de autoconsumo con generación.
En lo técnico, se definen tres grandes criterios de evaluación: potencia de cortocircuito (WSCR), comportamiento estático y comportamiento dinámico, aplicables según el tipo de instalación y conexión. Particularmente, las instalaciones CEP (consumo con interfaz de electrónica de potencia) estarán sujetas a límites por potencia de cortocircuito, debido a su influencia sobre la estabilidad del sistema.
Se introduce también la figura de las Zonas de Influencia Común, utilizadas para asignar capacidades compartidas en casos donde varias instalaciones afectan de forma significativa un mismo punto de la red. Esta zonificación, tanto para criterios estáticos como dinámicos, se construye con herramientas como la matriz de sensibilidades de flujo y modelos estadísticos aplicados sobre el escenario de referencia.
La determinación del punto de conexión no dependerá exclusivamente de la voluntad del solicitante. Red Eléctrica de España (REE), tendrá potestad para definir la subestación y posición exacta de conexión, considerando la viabilidad técnica y el menor coste para el sistema, según lo dispuesto en el Procedimiento de Operación 13.1.
Uno de los aspectos clave es la obligación de publicación mensual de información actualizada sobre la capacidad de acceso en los nudos de transporte, dentro de los cinco primeros días del mes siguiente. Esta publicación deberá incluir valores de referencia en los puntos frontera transporte-distribución y estará sujeta a criterios previamente comunicados a la CNMC.
El documento también detalla medidas transitorias y plazos concretos. Por ejemplo, en un plazo de dos meses desde la entrada en vigor, REE deberá crear un grupo de trabajo con tecnólogos del sector para analizar una posible integración normativa de tecnologías grid-forming (GFM) aplicadas a MPE y CEP. Además, en seis meses, se prevé una propuesta conjunta con los distribuidores sobre el intercambio de información de permisos otorgados, esencial para la coordinación de nudos con influencia mutua.
También se fija que antes del 15 de noviembre de cada año, REE deberá remitir un informe a la CNMC justificando el uso de un percentil 98 (en lugar de 95) para el cálculo de capacidad de acceso por criterio estático en instalaciones de almacenamiento, con la opción de que se modifique a partir de 2027 si la autoridad lo considera necesario.
La resolución entrará en vigor al día siguiente de su publicación en el BOE, aunque con excepciones puntuales, como el apartado 4.3 del anexo 1, que comenzará a aplicarse con los mapas de capacidad de octubre de 2026. Hasta entonces, se seguirán utilizando los escenarios de estudio vigentes. El documento ya fue remitido al Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, a REE y a las empresas distribuidoras para su implementación formal.
Con este paso regulatorio, el organismo da cierre a un proceso iniciado en 2024, en el que se conformaron grupos de trabajo y se incorporaron observaciones del sector eléctrico. La publicación del primer mapa en febrero de 2026 marcará un antes y un después en el acceso de la demanda a la red de transporte, según apuntan los organismos, y se espera que tenga implicancias directas sobre decisiones de inversión en proyectos de almacenamiento, autoconsumo e infraestructura industrial.
El año 2026 está a la vuelta de la esquina y el nuevo ciclo de expansión renovable en Latinoamérica empieza a definirse a partir de tres pilares estratégicos: el fortalecimiento normativo para sistemas de almacenamiento, el diseño competitivo de contratos de compraventa de energía (PPAs) y la adopción de tecnologías que reduzcan los costos de implementación.
Así lo plantearon representantes de Solis, GCL SI y Negratin durante el panel de apertura del evento virtual «Estrategias para escalar y diversificar portafolios renovables y storage», impulsado por Energía Estratégica.
Desde la perspectiva regulatoria, Jorge Ospina, service and product manager de Solis en Colombia, subrayó que la estabilidad normativa es condición indispensable para canalizar inversión extranjera y enfatizó que “el regulador debe continuar su marcha de forma clara y a largo plazo para incentivar las inversiones”.
Una visión similar compartió Enrique Díaz, development & investment managing Director de Negratin, quien advirtió que los cambios de gobierno sin consensos estables afectan la continuidad de las inversiones.
“El marco regulatorio claro y estable se deriva de la política. Son inversiones de largo plazo y no pueden estar sujetas al devenir de los cambios políticos”, señaló durante el encuentro virtual que contó con transmisión en vivo.
Asimismo, los sistemas de baterías se posicionan como una tecnología crítica en esta etapa, aunque aún sujeta a limitaciones regulatorias en varios países. Para Ospina, su incorporación no solo mejora la seguridad energética, sino que corrige ineficiencias estructurales.
En esa línea, destacó que se necesita un marco normativo integral que defina aspectos técnicos, operativos y financieros.
“Es un adelanto que sectores con recursos para la innovación implementen baterías. Eso genera confianza y permite que la regulación, cuando se haga, sea más sólida”, sostuvo.
Claudio Loureiro, country manager Brasil y Argentin de GCL SI, también aportó su visión y adviertió que la expansión acelerada de fuentes renovables despachables comienza a producir fenómenos como la curva del pato, que exigirán una respuesta normativa coordinada.
“La regulación de almacenamiento es necesaria, porque ya se empieza a tener excesos de demanda. Eso va a generar el efecto de la curva del pato, lo que requiere cuidado en la regulación y cómo se armará toda la matriz energética de un país”, indicó.
Otro punto clave que incide en la atracción de financiamiento es la estructura de los PPAs, que debe garantizar condiciones económicas y jurídicas favorables, ya que “el balance económico de oferta y demanda es importante porque define los precios de los PPAs”, según la mirada del experto de GCL SI; por lo que la escasez y el precio definirán las inversiones.
“Hay aspectos técnicos que condicionan la financiación, como que haya un mercado atractivo de PPAs en los países en los que se precise para financiar y con presencia de off-takers bancables”, complementó Díaz de Negratín.
Estrategias empresariales para la nueva etapa renovable
Ante este contexto, las compañías activan sus planes de expansión y diversificación tecnológica. Solis anunció el lanzamiento de nuevos modelos de la serie S6 de inversores y sistemas BESS para utility scale.
Ospina explicó que el foco de 2026 estará puesto en la correcta instalación de los equipos, el fortalecimiento de certificaciones y el acompañamiento técnico a los clientes, a fin de que éstos y distribuidores estén preparados será el gran desafío en este proceso de hibridación para el año 2026.
GCL SI, por su parte, acelera su transición hacia tecnologías de última generación hacia nuevos paneles con tecnología tándem, que podrían alcanzar eficiencias de hasta el 45%, frente al 30% de los monocristalinos tradicionales.
“Estamos trabajando con clientes alrededor del mundo en pilotos para entender el comportamiento de la perovskita tándem, su performance, beneficios y trabajo en campo”, detalló. En paralelo, la compañía continúa desarrollando N-Type TOPCon, e introduce soluciones back-contact para aplicaciones específicas.
En tanto, Negratin avanza hacia un modelo de negocio híbrido, combinando su rol tradicional de EPCista con el de generador (IPP). “Dimos el paso hacia adelante para lanzar proyectos esponsorizados por el propio grupo”, afirma Díaz, quien proyecta terminar el año con más de 100 MW en proyectos solares, y analiza iniciativas de almacenamiento sin pagos por capacidad en Colombia. También estudian oportunidades en Chile, en proyectos de menor escala cercanos a zonas urbanas.
El nuevo ciclo renovable en Latinoamérica ya no es una hipótesis: es un proceso en marcha que demanda regulación inteligente, contratos bancables y tecnología accesible. Estos tres vectores serán los que definirán la velocidad, estabilidad y profundidad del crecimiento renovable en la región.
A pesar de que la licitación de transmisión PET-3-2025 fue declarada desierta, Guatemala mantiene activa su expansión de infraestructura eléctrica. Según confirmó la Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE) a EnergíaEstratégica, actualmente hay en marcha más de 110 proyectos de transporte eléctrico, ejecutados por iniciativa propia de los transportistas, como lo permite el marco regulatorio del país.
Entre 2022 y la actualidad, se incorporaron más de 450 kilómetros de nuevas líneas de transmisión y alrededor de 1600 MVA de capacidad de transformación, lo que representa incrementos del 10% y 20%, respectivamente. Este crecimiento se sustenta en un esquema que habilita a los actores del sistema a impulsar obras sin depender de procesos licitatorios.
La PET-3 fue el primer llamado abierto en una década y, aunque no logró adjudicaciones, dejó lecciones claras para el futuro. El proceso se vio afectado por factores extra-regulatorios: demoras en trámites ambientales, disparidad en requisitos municipales y conflictos en torno al pago de servidumbres. Estas condiciones aumentaron la percepción de riesgo para los inversionistas, advirtió la CNEE.
Como respuesta, la entidad analiza modificaciones que permitan optimizar la estructura de riesgos, reformular esquemas de garantía y facilitar el desarrollo de proyectos en las regiones donde se requieren nuevas obras. Estas propuestas serán presentadas al Ministerio de Energía y Minas (MEM), que tiene la responsabilidad de aprobar las bases licitatorias.
El próximo hito en ese sentido está previsto para enero de 2026, cuando el MEM publique el nuevo Plan de Expansión del Sistema de Transporte. A partir de entonces, la CNEE tendrá dos meses para definir las obras obligatorias que se deberán licitar. En los cuatro meses siguientes, se avanzará en la elaboración, aprobación y convocatoria de un nuevo proceso, que podría concretarse como PET-4.
Ese plan incluirá nuevas proyecciones de demanda, análisis de topologías de red, criterios de confiabilidad y resiliencia, con horizonte al año 2035. En paralelo, la red continúa ampliándose con proyectos activos: más de 20 nuevas subestaciones distribuidas de forma equilibrada entre áreas centrales e interiores del país, junto a 50 ampliaciones de instalaciones existentes y 40 obras de líneas nuevas o repotenciadas, que añadirán 600 kilómetros adicionales.
En esta etapa, destaca también la incorporación del almacenamiento como herramienta estratégica. Aunque el crecimiento de la red no se detuvo, el PEG-5 incluyó por primera vez sistemas BESS dentro del diseño técnico. La medida responde a estándares internacionales que priorizan flexibilidad operativa y capacidad de respuesta.
“El almacenamiento siempre es fundamental para la correcta administración de un sistema eléctrico, manteniendo criterios de eficiencia”, explicaron desde la CNEE. Su uso no está limitado por ninguna barrera legal, lo cual habilita que usuarios, generadores o transportistas puedan incorporarlo para optimizar sus operaciones, gestionar demanda o resolver restricciones.
El organismo considera que esta tecnología puede convertirse en un complemento relevante ante el aumento de generación renovable variable, ayudando a mitigar vertimientos, mejorar la estabilidad del sistema y evitar inversiones innecesarias.
En cuanto a generación, Guatemala sumó 400 MW de energía solar en 2025 y se espera un crecimiento sostenido en este segmento durante los próximos años. La generación distribuida y nuevos proyectos hidráulicos ganarán protagonismo, junto a una novedad en la matriz: centrales térmicas a gas natural en la región de Petén, que permitirán diversificar fuentes sin afectar la descarbonización.
En paralelo, la CNEE analiza proyectos estratégicos que podrían incorporarse al nuevo bloque licitatorio, como las subestaciones Buenaventura, Los Pinos, Cobán II, San Mateo Ixtatán y el segundo circuito de la línea Guatemala Norte – Panaluya. Estas iniciativas permitirán seguir avanzando en las metas de crecimiento del sistema eléctrico y garantizar la seguridad energética de cara al 2030.
“El mercado eléctrico guatemalteco es tan abierto y libre que no existe ninguna limitación para incorporar los sistemas de almacenamiento en las diferentes actividades”, afirmaron desde la Comisión. Esta característica permite que las decisiones tecnológicas se adapten al contexto sin requerir reformas legislativas.
Con una red en expansión y una regulación flexible, Guatemala se posiciona para dar el siguiente paso en la integración de renovables y consolidar un sistema resiliente, eficiente y moderno.
JA Solar presentó una nueva hoja de ruta para su operación en Latinoamérica: dejar de ser solo un proveedor de módulos fotovoltaicos para convertirse en un socio estratégico integral.
Así lo afirmó Guillermo Rubiano, Technical Manager for Colombia, CAM & Caribbean, en el marco de una entrevista exclusiva durante el Future Energy Summit (FES) Colombia, al anunciar que la compañía busca asumir un rol ampliado en el desarrollo de proyectos solares en la región.
La novedad marca un cambio estructural en la estrategia comercial y técnica de la empresa. JA Solar no solo pondrá a disposición tecnología de última generación, sino también herramientas financieras y soporte especializado para acompañar a los inversionistas en todo el ciclo del proyecto.
Se trata de una apuesta que busca fortalecer la bancabilidad, eficiencia y adaptabilidad de los sistemas en un entorno regional que se vuelve cada vez más competitivo.
“Queremos ser el aliado que todos los inversionistas quieren”, afirmó Rubiano, al destacar que la compañía ahora ofrece no solo módulos, sino también una gama de servicios que garantizan rendimiento técnico y financiero desde la planificación hasta la operación.
Uno de los ejes centrales de esta estrategia es la capacidad de ofrecer soluciones específicas para cada contexto climático. Con presencia en más de 100 países, JA Solar recopiló aprendizajes valiosos en regiones con condiciones extremas: climas fríos y secos en el sur de Latinoamérica, zonas montañosas con baja densidad del aire y áreas con alta humedad o viento.
“En Colombia tenemos pisos térmicos, donde las variaciones de temperatura, altitud y humedad relativa son el día a día”, explicó Rubiano.
Esta particularidad obliga a que los módulos mantengan su eficiencia ante cambios constantes, lo que vuelve indispensable contar con tecnología robusta y flexible.
En esa línea, uno de los lanzamientos destacados de JA Solar es el módulo ASD Blue 5.0, con 670 W de potencia y una eficiencia del 24,8%, basado en tecnología TOPCon tipo N. Esta innovación permite escalar potencia sin aumentar el área del módulo, optimizando espacio y aumentando la generación en instalaciones donde cada metro cuadrado cuenta.
Además de la eficiencia energética, la compañía remarcó que estos módulos están diseñados para resistir condiciones adversas de temperatura, viento y humedad, lo que los convierte en una solución idónea para los desafíos del territorio latinoamericano.
Una presencia regional con experiencia global
Con una red global que respalda su operación local, JA Solar traslada buenas prácticas y estándares internacionales a sus socios en la región. Este enfoque fue clave para posicionar a la empresa no solo como proveedor, sino como un actor relevante en la toma de decisiones estratégicas para nuevos proyectos solares.
Rubiano aseguró que la transformación de la compañía no es meramente comercial, sino estructural: “Hoy por hoy también ofrecemos una gama amplia de servicios y soluciones”.
La compañía acompaña proyectos desde la etapa de diseño, proponiendo configuraciones óptimas, hasta el soporte en aspectos financieros y técnicos clave para garantizar resultados sostenibles.
SOLETRAX ha firmado un nuevo contrato para el suministro de tecnología solar en España, que aportará un total de 48 MW entre estructuras fijas y seguidores de un eje. En concreto, el acuerdo contempla 13 MW en estructura fija y 35 MW en seguidores solares 1P monofila, diseñados para maximizar la generación y optimizar el rendimiento de la instalación a largo plazo.
Además del impacto energético, el proyecto tendrá un efecto positivo en el entorno local, con una previsión de creación de aproximadamente 120 empleos directos e indirectos, y permitirá evitar aproximadamente 22.000 toneladas de CO₂ al año, contribuyendo a los objetivos de descarbonización del país.
El suministro de SOLETRAX comenzará en diciembre de 2025 y se extenderá hasta marzo de 2026. La ejecución por parte del desarrollador está prevista a lo largo de 2026, con finalización estimada a final de año.
Este acuerdo supone un nuevo avance en la consolidación comercial de SOLETRAX™ desde su fundación. Como señaló Miguel Giné, CEO de la compañía, “cada proyecto firmado con clientes de referencia nos permite afianzar nuestro track record y demuestra que la fiabilidad, la ingeniería y el producto propio son la base para convertirnos en un socio tecnológico clave en el segmento utility-scale”.
Sobre SOLETRAX
SOLETRAX es una compañía española especializada en el diseño y suministro de seguidores solares de un eje y estructuras fijas para plantas fotovoltaicas de gran escala. Con un fuerte foco en ingeniería y desarrollo de producto, y soluciones propias como TRXONE™ y FIXONE™, la empresa diseña equipos a medida para maximizar la generación y la fiabilidad con OPEX reducido.
SOLETRAX cuenta con un plan de entregas comprometido superior a 4 GW entre 2024 y 2029, afianzando su papel como socio tecnológico de referencia en proyectos utility-scale.
Growatt, proveedor global líder en soluciones fotovoltaicas y de almacenamiento de energía, anunció que a partir de 2026 todos sus inversores on-grid comercializados en Colombia contarán con una garantía estándar de 10 años. La medida consolida el compromiso de la compañía con la calidad del producto, la seguridad operativa y la sostenibilidad de las inversiones solares en el país.
La ampliación de garantía representa un hito estratégico para el mercado local, al ofrecer a integradores, distribuidores y usuarios finales un respaldo técnico y financiero más robusto para sistemas solares residenciales, comerciales e industriales. En un contexto de creciente demanda por equipos de alta confiabilidad, Growatt busca fortalecer la confianza en la tecnología fotovoltaica y elevar los estándares del sector.
Los inversores on-grid de Growatt, reconocidos por su alta eficiencia, arquitectura avanzada y compatibilidad con diversas configuraciones, incorporan ahora un valor adicional clave para la bancabilidad de los proyectos: una garantía extendida que reduce riesgos, mejora la proyección de desempeño a largo plazo y aumenta la competitividad frente a los desafíos del mercado energético colombiano.
Como uno de los principales proveedores de soluciones fotovoltaicas en América Latina, Growatt ha consolidado una presencia sólida en la región con centros de servicio y personal técnico local en México, Colombia y Chile, fortaleciendo su capacidad de acompañamiento y respuesta en cada mercado. Esta infraestructura regional respalda la operación de miles de sistemas instalados, garantizando soporte cercano y especializado.
“La ampliación de la garantía a 10 años refleja nuestra visión de largo plazo para el mercado colombiano y nuestro compromiso con la confiabilidad que demandan los proyectos solares actuales. En Growatt seguiremos impulsando la transición energética del país con tecnología de alto desempeño, soporte local y una apuesta decidida por el desarrollo sostenible,” afirmó Lisa Zhang, vicepresidenta de Growatt.
La propuesta de SECCO para la autogeneración eléctrica se basa en Unidades Modulares de Generación a gas natural o gases no convencionales, de alta eficiencia y confiabilidad.
La autogeneración se consolida como una alternativa estratégica para las industrias que buscan reducir costos, ganar eficiencia y asegurar la continuidad de sus operaciones. Mediante el uso de fuentes renovables o gas natural, SECCO se propuso como objetivo brindarle a sus clientes soluciones a medida que permiten ahorrar en el costo del kWh, evitar interrupciones en el proceso productivo y avanzar hacia una gestión más sustentable.
90 años de experiencia en energía
“Con más de nueve décadas en el mercado, SECCO es referente en soluciones de suministro y generación de energía. Desde su planta industrial en Rosario, de 45.000 m² cubiertos destinados a la producción, diseña y fabrica unidades de media y alta potencia para el sector público y privado. La compañía ya cuenta con más de 1.500 MW instalados en más de 160 centrales de generación, ya sea en sistemas aislados o conectados al Sistema Argentino de Interconexión (SADI)”, destacaron desde la empresa.
Su expertise abarca múltiples tecnologías y combustibles: gas natural, fuel oil, gasoil, diésel, energías renovables (fotovoltaica e híbrida) y desarrollos para optimizar el uso de recursos naturales.
Autogeneración: proyectos a medida
La autogeneración de energía es la producción de electricidad por parte de un usuario para su propio consumo, utilizando equipos instalados en el lugar de su emplazamiento. Esta práctica permite reducir la dependencia de la red pública de electricidad, disminuir costos energéticos y generar mayor eficiencia en el suministro, siendo especialmente impulsada por el sector industrial y comercial.
La propuesta de SECCO para la autogeneración eléctrica se basa en Unidades Modulares de Generación a gas natural o gases no convencionales, de alta eficiencia y confiabilidad. Cada proyecto se diseña de acuerdo con las necesidades de cada cliente e incluye provisión de equipos, montaje, instalación, mantenimiento operativo y la opción de operación directa por parte de SECCO o capacitación del personal interno del cliente.
Cada proyecto se diseña de acuerdo con las necesidades de cada cliente e incluye provisión de equipos, montaje, instalación, mantenimiento operativo y la opción de operación directa por parte de SECCO.
Cuatro beneficios clave de la autogeneración
Ahorro en la factura eléctrica: reducción significativa del costo por kWh frente a la tarifa de red, con impacto directo en la rentabilidad. Esta optimización del gasto energético impacta positivamente en los costos operativos generales.
Confiabilidad Operativa: los sistemas de autogeneración aportan estabilidad y seguridad al proceso productivo porque evita los riesgos asociados a interrupciones o variaciones de tensión en la red pública. Esto asegura la continuidad de procesos críticos y minimiza la pérdida por paradas no programadas.
Flexibilidad y escalabilidad: los proyectos son dimensionados según la demanda de cada cliente, con posibilidad de expansión modular. Esta característica permite acompañar el crecimiento industrial sin necesidad de redimensionar la infraestructura energética desde cero.
Independencia energética: menor dependencia de la red eléctrica convencional mejorando así la resiliencia operativa y brindando mayor control sobre la gestión de la energía. Esto es especialmente relevante en zonas con restricciones de suministro o limitantes en la potencia contratada.
Innovación y monitoreo permanente
Todas las centrales cuentan con monitoreo satelital 24/7 desde el COG (Centro Operativo de Generación) de SECCO. Los clientes acceden en tiempo real a la telemetría y reciben alertas por email ante cualquier evento. Además, la compañía dispone de inventario propio de repuestos y partes originales para garantizar respuesta inmediata.
Casos de éxito en distintas industrias
“En los últimos años SECCO ha implementado este sistema a lo largo y ancho del país, para los más diversos sectores, tales como: el agrícola, el agroindustrial, el alimenticio, el industrial y de servicios, entre otros”, aseguraron desde la empresa.
Para cada cliente, se desarrolló una solución a medida: alternativas de Centrales en paralelo a la red eléctrica de hasta 10 MW que operan con gas natural gracias a unidades de generación que Secco dispone para su implementación; o sistemas que operan ‘en isla’, asilados al sistema eléctrico nacional. Incluso se han diseñado opciones de implementación de Plantas de Biogás con conexión en paralelo.
Energía para un futuro más sustentable
“Con soluciones innovadoras, experiencia comprobada y proyectos en marcha en todo el país, SECCO reafirma su compromiso con la autogeneración de energía como un modelo que potencia la competitividad, la rentabilidad y la sustentabilidad de sus clientes”, concluyeron desde la compañía.
“Comodoro Rivadavia y el fin de un ciclo”, se titula el informe de Fundar.
La Cuenca del Golfo San Jorge se enfrenta a un desafío de reconversión productiva. Tras más de 100 años de explotación petrolera, su producción cayó un 33% en gas y un 20% en petróleo entre 2017 y 2025, con un fuerte impacto en el empleo directo, indirecto y en las regalías que perciben los gobiernos provinciales de Santa Cruz y Chubut.
Un informe del centro de estudios Fundar, titulado “Comodoro Rivadavia y el fin de un ciclo”, explora las posibilidades de reconversión que tiene la región en este contexto tan difícil y advierte sobre los riesgos de una transición fallida como la que ocurrió luego de la privatización de YPF en la década del 90.
“La experiencia internacional y argentina muestra que, aunque el momento del agotamiento no es previsible, los impactos que genera suelen repetirse y agravarse cuando no hay anticipación. Este documento busca recuperar esas lecciones, sistematizar la evidencia disponible y contribuir a una toma de conciencia informada sobre la urgencia de actuar antes de que los costos sociales y territoriales se vuelvan irreversibles”, remarcan Nicolás Sidicaro, Ana Julia Aneise, Juan Martín Argoitia, Carola della Paolera, Carlos Freytes y Daniel Schteingart.
Antecedente trágico
La experiencia argentina muestra que, sin planificación, el agotamiento o reconfiguración de modelos económicos basados en recursos naturales puede derivar en crisis de múltiples dimensiones. Un antecedente claro es la crisis económica, social y política que provocó la privatización de YPF en esta región.
La crisis de los 90 no fue provocada por el agotamiento del recurso sino por una reestructuración de la empresa, pero los efectos que provocó coinciden con aquellos generados por el declive de la producción y, según Fundar, permite anticipar los riesgos que supone no abordar el problema a tiempo.
Entre 1990 y 1995, la dotación de personal de YPF se redujo de aproximadamente 51.000 a 5700 trabajadores, lo que implicó la desvinculación de más del 85 % de la plantilla mediante despidos, jubilaciones anticipadas y retiros voluntarios. Es proceso impactó de lleno en las localidades de Cutral Có y Plaza Huincul (Neuquén); Tartagal, General Mosconi (Salta) y Comodoro Rivadavia (Chubut).
El trabajo de Fundar recuerda, por ejemplo, que en Comodoro Rivadavia YPF pasó de representar el 22,8% al 1,9% de la ocupación entre 1990 y 1993, la desocupación urbana trepó hasta alcanzar el 14,8% y la subocupación se duplicó llegando al 7,8 por ciento. La pérdida masiva de empleo erosionó pilares centrales del tejido social y del bienestar local.
El informe rememora que, frente a ese escenario completo, no hubo una respuesta sistemática, ni por parte del Estado ni de la empresa, para gestionar los impactos de la retracción del sector. Las capacitaciones ofrecidas tuvieron baja relevancia ocupacional y el cuentapropismo se convirtió en la principal vía de reinserción, con ingresos precarios y escasa protección social.
A su vez, mucho de esos emprendimientos –financiados fundamentalmente con el dinero de las indemnizaciones— fracasaron y lafalta de respuestas institucionales derivó en las “puebladas” de Cutral Có-Plaza Huincul y Tartagal-General Mosconi (1996–1997).
Declive del Golfo San Jorge
El declive actual del Golfo San Jorge es la contracara directa del auge de Vaca Muerta. Ante recursos finitos, tanto humanos como de capitales, las grandes operadoras, con YPF a la cabeza, han optado por desinvertir en sus activos menos rentables para concentrar sus esfuerzos en el no convencional, donde el retorno es significativamente mayor.
“Este redireccionamiento del capital ha provocado un éxodo de empresas de servicios, desmantelando el ecosistema productivo que sostenía a la cuenca, inaugurando de esta manera el proceso de bust en la región”, destaca el informe de Fundar. “La salida de Halliburton y Schlumberger es un síntoma alarmante. Estas compañías no sólo proveen empleo, sino también la tecnología y el conocimiento especializado necesarios para la operación. Su partida indica que, desde una perspectiva de mercado, no avizoran un futuro rentable en la región”, agrega el texto.
Como consecuencia del auge de Vaca Muerta y la desinversión en las cuencas maduras convencionales, entre 2015 y 2025, el empleo en el sector hidrocarburífero cayó un 17% en Chubut y un 35% en Santa Cruz.
La reducción del empleo y la masa salarial en el Golfo San Jorge va acompañada de un impacto directo en las finanzas provinciales. Según datos de la Subsecretaría de Coordinación Fiscal Provincial del Ministerio de Economía de la Nación, las regalías representaron el 13,8% del total de ingresos de Santa Cruz en el primer semestre de 2025 —tanto de origen provincial como nacional—, mientras que en Chubut este porcentaje alcanzó el 17,4 por ciento.
“Esto implicó una pérdida del 30% del valor real de las regalías para Santa Cruz y un 19% para Chubut. Esta disminución afecta directamente la capacidad de ambas provincias para proveer servicios públicos y desarrollar programas de transición ante la crisis hidrocarburífera”, remarca Fundar.
Además, es probable que los ingresos por regalías continúen cayendo porque las estrategias para atraer nuevas inversiones petroleras suelen incluir reducciones de ese impuesto como mecanismo para ganar competitividad.
Oportunidades
Pese a ello, lo que remarca Fundar es que la transformación productiva que está atravesando la Cuenca del Golfo San Jorge, con Comodoro Rivadavia como epicentro, puede ser transitada de distintas maneras: como la mera consecuencia del proceso de cambio en la orientación de las inversiones hidrocarburíferas o como una oportunidad de reconversión productiva orientada por políticas específicas, de forma tal de lograr un nuevo contrato territorial más justo, resiliente y sostenible.
“El desafío no es simplemente administrar el final de un ciclo, sino redefinir el modelo de desarrollo regional sobre nuevas fuentes de valor y cohesión social. Esto exige liderazgo político, continuidad institucional y mecanismos de aprendizaje y monitoreo que permitan ajustar las políticas en el tiempo”, remarcan.
El informe destaca que, desde el punto de vista de los recursos naturales, la cuenca cuenta con diferentes actividades con gran potencial, fundamentalmente una fuerte presencia del sector pesquero y regiones cercanas con potencial en minería, energías limpias (sobre todo eólica) y, a futuro, en hidrógeno de bajas emisiones.
“La extensa base de proveedores de la industria hidrocarburífera, luego de 100 años de explotación, abre oportunidades para reconvertir capacidades hacia el mantenimiento industrial y los servicios tecnológicos, así como para impulsar el desarrollo de la industria química”, subraya también Fundar.
El listado de oportunidades que detalla el centro de estudios incluye además el sector turístico, “con potencial para desarrollarse, especialmente en torno al avistaje de fauna en áreas cercanas a Comodoro Rivadavia, como la pingüinera de Camarones y el avistaje de ballenas en los meses previos al invierno”.
Fundar sostiene también que la región cuenta con un fuerte potencial en lo que refiere a la extracción petrolera de los pozos en desuso convencionales a partir de técnicas de recuperación mejorada. “Para ello se requiere la masificación de las tecnologías vinculadas a dicho proceso, así como trabajar en la reducción de los costos asociados a las explotaciones”, dice el texto, que valora los esfuerzos para lograr una reducción de la carga impositiva de la actividad, siendo el caso de la eliminación de los derechos de exportación a los hidrocarburos convencionales el punto más destacado
Tres movimientos
Fundar advierte por último que este potencial no se materializará de manera automática. Su aprovechamiento exige tres movimientos complementarios que combinen visión estratégica, coordinación institucional y acción concreta:
Anticipar los posibles escenarios de transformación. Es necesario contar con diagnósticos tempranos sobre las trayectorias productivas y los impactos sociales, fiscales y territoriales del declive. Estos deben servir para orientar de manera oportuna las decisiones de inversión, formación laboral y ordenamiento territorial, evitando que la fase de declive se consolide antes de que existan respuestas planificadas.
Coordinar entre niveles de gobierno y actores locales. Ello supone delimitar con precisión los roles, competencias y responsabilidades institucionales, y generar instancias de participación temprana y sostenida que integren a sindicatos, empresas, universidades y organizaciones sociales. Un proceso de este tipo permite que las medidas no sean percibidas como decisiones externas, sino como el resultado de una construcción colectiva asociada a las prioridades y capacidades de la región.
Activar la transición en el territorio. Esto requiere combinar acciones inmediatas para mitigar los efectos sociales del declive (a través de políticas activas de empleo, formación y apoyo a emprendimientos locales) con estrategias de mediano plazo orientadas a sentar las bases de un nuevo modelo productivo. La prioridad es identificar sectores con potencial y canalizar hacia ellos los recursos públicos y privados mediante instrumentos de fomento, financiamiento y desarrollo de capital humano.
Marcos Donzino, Head of Sales South LATAM de JA Solar, analiza cómo las nuevas capacidades de los módulos fotovoltaicos y los sistemas BESS pueden fortalecer la estabilidad de la red, aumentar la flexibilidad.
Frente a un sistema eléctrico que avanza hacia una descarbonización progresiva, pero que aún enfrenta cuellos de botella en transmisión, restricciones operativas y volatilidad macroeconómica, la adopción de tecnologías fotovoltaicas surge como un factor clave para mejorar la eficiencia y la confiabilidad. En este escenario, los avances en electrónica de potencia, control inteligente y soluciones integradas de almacenamiento están redefiniendo la manera en que los parques solares pueden aportar valor real al sistema argentino.
En diálogo con EconoJournal, Marcos Donzino, Head of Sales South LATAM de JA Solar- empresa dedicada a módulos de generación fotovoltaica-, analiza cómo las nuevas capacidades de los módulos fotovoltaicos y los sistemas BESS (sistema de almacenamiento de energía en baterías) pueden fortalecer la estabilidad de la red, aumentar la flexibilidad y abrir oportunidades tanto para grandes proyectos como para aplicaciones industriales y mineras. También destaca por qué la región —y la Argentina en particular— se está convirtiendo en un terreno fértil para la integración PV (sistemas fotovoltaicos que generan electricidad a partir del sol) + almacenamiento.
El especialista señala que los proyectos que combinan generación solar con baterías ya no solo compiten por la energía más barata, sino que comienzan a funcionar como verdaderas plataformas de servicios: capacidad firme, regulación de tensión y frecuencia, gestión de congestiones y desplazamiento horario de energía. Esta evolución, que ya se observa con fuerza en Chile y Brasil, empieza a delinear el camino para futuros desarrollos locales.
De cara al año próximo, Donzino anticipa una consolidación clara de tecnologías n-type TOPCon (Tunnel Oxide Passivated Contact, una evolución de las celdas solares que utiliza obleas de silicio tipo N y añade capas de óxido ultrafino y polisilicio para reducir las pérdidas de energía por recombinación de electrones), sistemas integrados PV+BESS más inteligentes y herramientas avanzadas de gestión de activos.
–En un sistema eléctrico argentino que avanza en su transición mientras enfrenta limitaciones de infraestructura y necesidades de mayor flexibilidad operativa, ¿qué condiciones permiten que las nuevas tecnologías fotovoltaicas generen un impacto real en confiabilidad, eficiencia y estabilidad? ¿En qué áreas del sistema ve mayor potencial de aporte inmediato?
–Si bien la Argentina es un país fuertemente gasífero, las renovables están creciendo fuerte en la matriz. Han llegado a cubrir el 36% de la demanda instantánea en determinados momentos. Para que la tecnología fotovoltaica, en conjunto con la electrónica de potencia avanzada, tenga mayor impacto en confiabilidad y estabilidad -que la pueden brindar- sería bueno en principio algunos puntos: que el marco regulatorio valore la flexibilidad, no solo la energía, que haya remuneración de servicios como control de tensión, respuesta rápida ante disturbios, capacidad firme y desplazamiento de energía vía almacenamiento.
La ultima licitación de AMBA para los 500MW de BESS fue un buen primer paso en esta dirección. Asimismo, se debe reforzar y usar mejor la infraestructura existente.
La electrónica de potencia avanzada en los parques solares puede comportarse como activo de red: soporte de tensión, control de factor de potencia, respuesta ante huecos de tensión y rampas controladas. Agregar estos atributos en los pliegos pueden darle más valor que solo la energía barata. También se necesita una gestión en tiempo real, es decir, sistemas de control, pronóstico de generación y despacho coordinado con baterías puede hacer que el parque solar sea más predecible y “despachable” reduciendo la necesidad de sobrecontratar térmico de respaldo.
Respecto a áreas de mayor impacto inmediato veo también otras tres cuestiones: nodos con buena infraestructura, pero con necesidad de flexibilidad. Los parques solares combinados con BESS pueden aliviar restricciones de transmisión y aportar servicios auxiliares. Por otro lado, los sistemas aislados como los mineros del NOA ya que la energía solar con BESS puede sustituir Diesel, y en el caso de redes débiles pueden dar estabilidad a la red local, y mejorar la calidad de la red. A esto se suman los grandes consumidores en la red de distribución que agregan generación solar distribuida, gestión de demanda y baterías detrás del medidor debido a que esto puede reducir picos, aliviar redes y dar robustez a nivel local.
Marcos Donzino, Head of Sales South LATAM de JA Solar.
–¿Cómo está redefiniendo la integración entre tecnología fotovoltaica avanzada y soluciones de almacenamiento el desempeño y la competitividad de los proyectos solares en el Cono Sur? ¿Qué aprendizajes son aplicables al caso argentino?
–El Cono sur tiene mercados muy atractivos para sistemas con almacenamiento. En ese sentido, Chile es el que más volumen está moviendo a la fecha, pero la Argentina y Brasil son otros dos mercados muy atractivos. Perú tampoco se queda atrás y pronto estarán incorporando también almacenamiento en sus parques.
El mercado se redefine a partir de lo siguiente: Trader de energía, el kWh no es lo mismo en cualquier horario. La batería permite arbitrar las bandas horarias de forma eficiente, sacando sobre generación en momento de sobreoferta de energía y desplazando la misma a horas de menor generación. Mejorando la competitividad del mercado.
Los proyectos no solo venden energía, sino que empiezan a ser una plataforma de servicios ya que contemplan capacidad firme para la red, regulación de frecuencia y tensión, gestión de congestiones en nodos saturados y reducción de potencia pico.
Como aprendizaje de otros mercados se puede destacar el anticiparse a los problemas futuros para que sean menos costosos, considerar el almacenamiento como posibilidad desde la concepción del proyecto, darle robustez al proyecto no solo como generación de energía sino como trader de energía y plataforma de servicios auxiliares y definir bien las licitaciones regionales aprendiendo de anteriores tanto locales como regionales.
–A partir de las particularidades locales en infraestructura, regulación y financiamiento, ¿cuáles son las innovaciones en tecnología fotovoltaica y almacenamiento que muestran mayor viabilidad de adopción en la Argentina? ¿En qué tipos de proyectos se observa un encaje más claro entre las necesidades del mercado y las soluciones disponibles?
–En la Argentina en general vemos tres condicionantes fuertes: limitaciones de transmisión, costo financiero elevado y macro volátil históricamente.
En ese sentido los proyectos deben estar bien armados para garantizar retornos, y ser viables. Deben considerarse los sistemas PV o PV+BESS en regiones con buen potencial: minería, grandes usuarios industriales, zonas con redes débiles o alta dependencia de Diesel. También, soluciones C&I (Comerciales e Industriales) con gestión inteligente y baterías detrás de medidor: para reducir exposición a tarifas creciente y mejorar c continuidad de servicio y parques PV en nodos estratégicos con limitaciones de red.
Como JA Solar, nuestra estrategia en Argentina es justamente enfocarnos en estos segmentos donde la tecnología que traemos, módulos de alta eficiencia y soluciones BESS integrado, tiene un encaje natural con las restricciones locales.
–De cara al año que viene, ¿qué tendencias en tecnología fotovoltaica y soluciones complementarias resultarán determinantes para aumentar la flexibilidad, eficiencia y sostenibilidad del sistema eléctrico argentino? ¿Cómo se está preparando JA Solar para anticipar estas demandas y fortalecer su propuesta tecnológica en el país?
–Nosotros vemos la tendencia de la siguiente forma: consolidación de módulos n-type TOPCon y avance hacia arquitecturas más eficientes: mejora de eficiencia, coeficiente de temperatura; integración PV + BESS con sistemas de control avanzados: la expansión del almacenamiento a escalada de red en la Argentina va a requerir soluciones donde el BESS no sea un simple hardware de almacenamiento de energía sino parte central e inteligente del mismo; y gestión inteligente de activos: plataformas para monitoreo y predicción de generación, optimización en tiempo real del despacho.
Desde JA Solar nos estamos enfocando en aumentar la eficiencia de nuestros módulos, hacerlos cada vez más robustos, con un track récord probado en distintos ambientes (como se puede dar en la Argentina).
También estamos desplegando una oferta integrada de PV + BESS lo que nos permite traer al mercado argentino una solución integrada con garantía y soporte bancable bajo una sola marca.
Para acelerar esta integración, estamos trabajando con generadores, desarrolladores, EPC (Control Electrónico de Potencia, EPC por sus siglas en inglés) y grandes usuarios desde la concepción del proyecto.
Tal como ocurrió hace un par de semana durante la Conferencia Anual de la UIA, presidente y CEO del Grupo Techint, Paolo Rocca, reiteró su reclamo al gobierno nacional de proceder a “una apertura inteligente de la economía”, lo que implica preservar a la industria local “para poder competir en igualdad de condiciones”, en un contexto internacional hostil, también en esta materia.
En este orden, y en el marco del seminario anual Propymes que organiza Techint, Rocca invitó al cierre del encuentro empresario a la Senadora nacional por LLA, Patricia Bulrich, quien desgranó aspectos principales del proyecto de Reforma Laboral que la Administración Milei acababa de girar al Congreso.
El su carácter de anfitrión Rocca consideró “clave” esta iniciativa, y otra pre-anunciada de Reforma Impositiva. Describió como logros del gobierno “la salida de la crisis, la baja de la inflación, la política del déficit cero, el apoyo extraordinario de los Estados Unidos, y el triunfo electoral alcanzado”.
Con todo, insistió en que “se debe defender la industria propia para una inserción inteligente de la Argentina en el mundo” cuestionando el elevado nivel de importaciones desde China, lo que incluye al acero y derivados.
Al respecto, remarcó ante Bullrich la necesidad de “abrir un diálogo con el gobierno para explicar esto” en alusión a las importaciones indiscriminadas.
“Hay que defender la cadena de valor en la industria, y creo que (Donald) Trump nos está enseñanado algo en este sentido”, comentó, en alusión al manejo de la política arancelaria que, de hecho, incluso afecta a las exportaciones de Techint a ése país.
Rocca describió los “factores que hoy afectan a la cadena de valor industrial”, haciendo hincapié en:
– El bajo nivel del consumo interno (por retracción de la demanda). – La menor capacidad de exportación a países como Estados Unidos, que llegan a gravar con aranceles del 50 % al acero argentino. -La importación de acero, en particular desde China, “que entra con actitud agresiva y predatoria”.
Rocca remarcó que Techint continúa invirtiendo en la Argentina en sectores con potencial de desarrollo, entre ellos el de petróleo y gas. “En 2024 la inversión fue de 1.400 millones de dólares, en 2025 es de 1.700 millones, y será mayor en 2026”, puntualizó.
Poco antes, expuso en el encuentro el CEO de Tecpetrol, Ricardo Markous, para detallar el estado de desarrollo del proyecto “Los Toldos II Este” en Vaca Muerta para el que está estimado desplegar una inversión total de U$S 2.500 millones.
Ubicado en cercanías de Rincón de los Sauces, este yacimiento de petróleo No Convencional entrará en producción en junio de 2027, y se espera produzca 70 mil barriles día.
“Vaca Muerta va a seguir creciendo y crecerá su impacto en la macroeconomía”, señaló Markous., quien estimó que la balanza comercial energética cerrará 2025 con un superavit de U$S 6.000 millones.
Bullrich y la Reforma
Por su parte, la ahora senadora Bullrich, jefa del bloque de LLA, procuró explicar la secuencia de la gestión del gobierno que integró como ministra de seguridad señalando que “debimos enfrentar una situación macro difícil, y a un Congreso cuya actitud impactó negativamente sobre 47 millones de argentinos”. “El triunfo electoral nos da la posibilidad de que la estabilidad macroeconómica comience a sentirse en el crecimiemto de la economía, y ahora estamos enviando una serie de proyectos para ayudar a ése crecimiento”. Aludió entonces al proyecto de Presupuesto 2026 “que esperamos votar antes de fin de año”, y al proyecto de reforma laboral. “La reforma impositiva vendrá más adelante, se está trabajando en ello”, explicó, y luego describió los aspectos principales de los cambios que el gobierno se propone alcanzar en materia de legislación del trabajo. Redefinición del concepto Remuneración (sin adicionales del Salario conformado) a los efectos del cálculo de la indemnización. Nueva fórmula que limita el cálculo de actualización de la indemnización por despido. La posibilidad de disponer una mayor movilidad del trabajador en lo que hace a su puesto laboral. Creación de un Banco de Horas semanal Voluntario para el trabajador. Prevalencia de acuerdos laborales por empresa por sobre los del sindicato local y nacional. Limitaciones horarias para la gestión del delegado y para asambleas (previa autorización). Penalización de bloqueos. Blanqueo laboral para empresarios que operan en la informalidad. Creación del Fondo de Asistencia Laboral (FAL) conformado por las empresas para hacer frente a despidos u otras contingencias. La lectura del resumen por parte de Bullrich fue seguida con atención y mereció aplausos por el auditorio empresario. Paolo Rocca le preguntó acerca del grado de consenso de este proyecto en el Parlamento. Bullrich eludió responder.
La empresa anunció la incorporación de camiones Scania propulsados a GNC a su flota
Transporte Peduzzi, compañía con más de 30 años de trayectoria en logística para la industria petrolera y sede principal en Plaza Huincul (Neuquén), anunció la incorporación de camiones Scania propulsados a GNC a su flota, consolidando un camino firme hacia la modernización tecnológica y la transición a energías más limpias en el transporte industrial.
La empresa emplea a unas 600 personas y opera alrededor de 400 unidades, brindando servicios de transporte de cargas líquidas —como petróleo, agua de formación y gasolina— y cargas sólidas, como recortes de perforación, además de abastecimiento de agua a comunidades y productores. Su actividad es continua, los 365 días del año, para clientes como YPF, Total, Shell, Vista, PAE y otras operadoras de la Cuenca Neuquina.
La empresa emplea a unas 600 personas y opera alrededor de 400 unidades
Unidades a GNC
La decisión de incorporar unidades a GNC surge de una estrategia de largo plazo basada en innovación, competitividad y sustentabilidad. Actualmente, Peduzzi realiza pruebas comparativas de rendimiento entre camiones a gas y diésel, con foco en consumo, autonomía y huella de carbono. Los ensayos preliminares estiman que las nuevas unidades pueden alcanzar entre 600 y 800 kilómetros por carga de GNC, según tipo de ruta y peso transportado.
Uno de los principales desafíos operativos está relacionado con la infraestructura de carga de GNC en la región. La compañía trabaja en coordinación con entes de regulación como Enargas, proveedores y concesionarios para definir rutas óptimas que aseguren disponibilidad de abastecimiento, especialmente en zonas de alta actividad como Loma Campana.
Los ensayos preliminares estiman que las nuevas unidades pueden alcanzar entre 600 y 800 kilómetros por carga de GNC.
La implementación cuenta con acompañamiento técnico y capacitaciones de Scania, tanto en conducción eficiente como en operación y control electrónico de las nuevas unidades, lo que favorece una combustión más limpia y controlada, reduciendo emisiones y desgaste del motor.
“Esta incorporación representa una apuesta clara a la innovación. Queremos ser competitivos, pero también responsables. Evaluamos nuevas tecnologías para reducir emisiones y optimizar costos, diferenciándonos por eficiencia, datos y mejora continua en la gestión de flota”, opina el presidente de Transporte Peduzzi, Juan Cruz López.
Mirando hacia el futuro, la empresa considera seguir ampliando la flota con más unidades a GNC e incluso evaluar alternativas eléctricas cuando la infraestructura nacional lo permita. La visión de Peduzzi es acompañar el crecimiento de Vaca Muerta con un estándar de operación cada vez más seguro, inteligente y sustentable.
Paolo Rocca cerró Propymes con la senadora Patricia Bullrich.
El empresario Paolo Rocca, presidente del Grupo Techint, solicitó un «diálogo» con las autoridades gubernamentales de la Argentina para impulsar un modelo de desarrollo industrial que tenga como pilares fundamentales a Vaca Muerta y la minería.
El líder de Techint puso énfasis en la necesidad de acelerar las reformas laboral y tributaria, y advirtió sobre el «comercio desleal» y la «actitud predatoria» de China.
Rocca cerró este jueves la 24ta Edición del Seminario Propymes junto a la senadora Patricia Bullrich, y durante su exposición, el líder de uno de los conglomerados industriales más importantes del país articuló su visión de desarrollo basada en la defensa explícita de la industria nacional, alineando el futuro de la Argentina con la explotación de sus recursos estratégicos en un contexto geopolítico internacional complejo.
En su mensaje, el empresario se refirió al rol global de China y la necesidad de proteger a la industria local de la competencia desleal, marcando un paralelismo con las políticas de Estados Unidos y Europa. “El año pasado dije que había que nivelar la cancha. Ahora (el presidente de Estados Unidos Donald) Trump nos demuestra que, además de nivelar la cancha, hay que contrarrestar con fuerza a China”, aseveró.
Actitud predatoria y comercio desleal
Al profundizar sobre el impacto del gigante asiático en los mercados internacionales, agregó que “China está invadiendo los mercados a los que tiene acceso. En nuestra cadena se refleja con el exceso de la participación de un país que produce el 50% de la capacidad mundial de acero, frente a una caída del consumo. China está teniendo una actitud predatoria bajo un comercio desleal”.
El empresario explicó que la reacción de las grandes economías, como Estados Unidos con aranceles del 50% para el acero y Europa con el mecanismo CBAM y salvaguardas, demuestra la urgencia de defender la estructura productiva.
Rocca pidió abrir un diálogo con el gobierno y sus autoridades.
«Tenemos que abrir un diálogo con el gobierno y sus autoridades, y explicar de verdad que China tiene una actitud predatoria y responde a una necesidad estratégica de conquista hegemónica. Tenemos que competir igualmente con la competitividad de nuestras empresas, pero tenemos un tema en lo laboral, impositivo, los ingresos brutos, el impuesto al cheque…” enumeró.
Vaca Muerta y minería, los motores
Para Rocca, la clave del crecimiento reside en potenciar los sectores con gran capacidad exportadora e intensidad en la cadena de valor industrial de Techint. “Es fundamental promover y defender la cadena de valor en los segmentos como el agro, la energía y la minería. Como grupo, ayudamos, hay inversiones importantes. Invertimos US$1.400 millones el año pasado; este año, US$1.700 millones y el año próximo tenemos un programa por US$2400 millones”.
“Estos son sectores que tienen intensidad en nuestra cadena, se necesitan productos sofisticados en toda la cadena y productos de acero” afirmó al subrayar «el dinamismo del sector industrial que ofrece gran potencialidad y oportunidad al país para generar divisas. Mi posición es que, para un país, es fundamental promover y defender la cadena de valor en los segmentos donde existen grandes capacidades de desarrollo.”
Rocca tambien afirmó que «una parte importante de todo esto es el desarrollo de la energía. Esta inversión ayuda a la cadena, pero la competitividad depende de reformas esenciales. La reforma laboral está en el corazón de todo esto, así como una reforma impositiva que promueva la inversión, y una apertura inteligente que nos dé tiempo para adaptarnos a las condiciones, incorporando tecnología y mejorando la competitividad.
Pero a la vez, el presidente de Techint destacó los logros de la administración actual en materia macroeconómica. «La litigiosidad, el costo laboral, las relaciones y las oportunidades de salir de la informalidad son esenciales. Este gobierno logró salir de las crisis de 2023, lo cual es impresionante. La reducción de la inflación, tema complejo; reducción del peso del Estado, importante; el déficit cero como algo fundamental que fija todas las decisiones que se pueden tomar; un apoyo de Estados Unidos y un resultado electoral que es un segundo mandato».
El CEO de Tecpetrol, Ricardo Markus, al presentar los planes de la compañía
En el cierre, Rocca retomó: «En lo privado podemos competir contra privados; eso es la libertad. Claramente, no podemos competir contra un Estado, y la industria china es el Estado chino. Es el país con subsidios y un montón de reglas que son privadas vs. estatales. Ese concepto es clave para que lo revean, para que podamos generar valor agregado en la cadena y para que estos grandes pilares no se desaprovechen, de modo que toda la industria crezca».
«Hay mucha angustia en el sector industrial por este tema. Las circunstancias que vivimos este año en el mundo y las intervenciones agresivas para definir cómo defender, promover o sostener la posición estratégica nos afectan y nos indican un camino importante. Argentina tiene potencial para desarrollar la cadena de valor en las áreas donde tenemos ventaja, donde se construye empleo industrial de calidad y conocimiento», sentenció.
El ministro de Economía, Luis Caputo, y el gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa.
El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, le solicitó este jueves al ministro de Economía, Luis Caputo, la incorporación al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) de proyectos vinculados al upstream de petróleo y gas natural.
“Neuquén y la Argentina pueden escalar rápidamente su producción si se incentivan las inversiones en upstream dentro de un marco como el RIGI que ofrezca horizonte de largo plazo y reglas uniformes”, destacó el gobernador en la nota que le entregó a al ministro.
El mandatario aseguró que la inclusión de proyectos de upstream dentro del RIGI permitiría “acelerar el ingreso de capital en perforación y completación de pozos; generar producción incremental de petróleo con impacto exportador inmediato; aumentar la oferta de gas natural, clave para sustituir combustibles líquidos importados; multiplicar los saldos exportables de crudo y gas en los próximos 3-5 años; contribuir significativamente al superávit de la balanza energética; y garantizar mayor recaudación fiscal nacional y provincial”.
Entre los fundamentos, Figueroa destacó que “el desarrollo de petróleo y gas natural, y en especial el no convencional, constituye el principal motor económico de la República Argentina en términos de generación de divisas, sustitución de importaciones, empleo, actividad industrial asociada e ingresos fiscales”.
“El RIGI fue diseñado precisamente para habilitar decisiones de inversión de gran escala bajo condiciones estables y financiables, y entendemos que el segmento upstream de hidrocarburos cumple con todos los criterios objetivos del régimen, tanto por magnitud como por impacto económico”, subrayó el gobernador.
El gobierno está evaluando el RIGI para permitir incorporar bajo su órbita a proyectos de inversión en el segmento del upstream de gas húmedo, tal como se conoce en la industria a los desarrollos de Vaca Muerta en campos gasíferos donde se extrae también derivados líquidos como etano, propano, butano, propano y gasolinas.
Sin embargo, en su pedido Figueroa va un paso y solicita que no solo puedan aplicar al RIGI los proyectos de gas húmedo sino la producción petrolera.
Un pedido con historia
El objetivo original del RIGI es apuntalar grandes proyectos de inversión minera, como cobre y litio, y de infraestructura, como plantas de Gas Natural Licuado (GNL), de procesamiento y separación de líquidos, gasoductos y oleoductos. Desde hace tiempo las petroleras pugnaron por extender el beneficio a la inversión destinada a la perforación de pozos de petróleo en Vaca Muerta y ahora es el propio Figueroa el que formuló ese planteo.
En julio del año pasado, cuando el gobierno nacional trabajaba en la reglamentación del RIGI, algunas petroleras solicitaron que los beneficios previstos por el RIGI alcanzaran también al upstream de petróleo, tal como se conoce en la jerga petrolera al segmento de exploración y producción.
“Sería una buena alternativa para acelerar el desarrollo de campos de shale oil en Neuquén”, reconocieron en ese momento desde una compañía internacional, pero funcionarios del Ministerio de Economía y de la Jefatura de Gabinete descartaron de plano esa posibilidad.
“La reglamentación busca que sin contradecir la ley se incluyan los proyectos que realmente necesitan RIGI. El upstream de petróleo no lo necesita y la industria lo sabe”, replicaron entonces desde los despachos oficiales.
En el gobierno siempre argumentaron que no es correcto incluir dentro del RIGI la perforación de pozos petroleros en áreas de Vaca Muerta porque si una empresa deriskeó el yacimiento, perforó y tiene buenos niveles de actividad es porque ya logró despejar la ecuación económica de su negocio, por lo que no precisa de incentivos adicionales para seguir perforando pozos de shale oil.
Qué dice la reglamentación
El Decreto 749/2024 que reglamentó el RIGI, publicado el 23 de agosto de 2024, decidió incentivar la “producción, captación, tratamiento, procesamiento, fraccionamiento, licuefacción de gas natural y transporte de gas natural destinado a la exportación de gas natural licuado”.
En el ámbito técnico-regulatorio, cuando se habla de proyectos de gas natural destinados a exportación se suele asumir que se trata de gas seco, con composición estable y bajo contenido de líquidos, porque las plantas de licuefacción requieren gas con especificaciones estrictas, los proyectos de exportación de gas por gasoducto históricamente fueron de gas seco; y el gas húmedo demanda tratamiento adicional, extracción de condensados y genera productos separados que no se inscriben directamente en el negocio de exportación de gas sino en cadenas petroquímicas o de condensados.
La reglamentación no excluyó explícitamente el gas húmedo, pero habla de “gas natural destinado a la exportación de GNL” y un pozo en la ventana de gas húmedo produce gas y líquidos asociados. Por lo tanto, la interpretación conservadora fue que el incentivo incluía solo gas seco porque es lo único que calza de manera limpia con la letra del decreto.
EconoJournal publicó el mes pasado que la intención oficial es incluir bajo el RIGI proyectos de gas húmedo para la exportación de GNL. “Se está trabajando en una ampliación de la reglamentación del RIGI que permita aclarar que aquellas áreas que sean predominantemente gasíferas, pero que tengan líquidos asociados —como por ejemplo Aguada de la Arena y Rincón de la Ceniza, recientemente adquirida por YPF a TotalEnergies— están comprendidas dentro del gas dedicado a exportación. Eso no es lo mismo que decir que se incluyen pozos petroleros», reconoció a este medio una fuente oficial.
Patricia Bullrich junto a Paolo Rocca en el Seminario ProPymes.
La senadora nacional y presidente del bloque La Libertad Avanza, Patricia Bullrich ponderó la importancia de las industrias para la generación de empleo. «La Argentina es un país que tiene una estructura productiva totalmente diversa. No creemos que el país se salva con Vaca Muerta, el campo, la minería«, aseguró al cierre del Seminario ProPymes junto al presidente y CEO del Grupo Techint, Paolo Rocca.
La líder en el Senado del partido del presidente Javier Milei aseguró además que el gobierno no busca una apertura comercial a cualquier costo. «Argentina ha tenido una experiencia de aperturas aceleradas y apresuradas y ha tenido problemas con esto. Estamos tratando de no ir a ese modelo», subrayó.
Bullrich y Rocca conversaron y respondieron las preguntas de una nutrida audiencia de empresarios de Pymes principalmente metalmecánicas que asistieron al evento celebrado en el Centro de Convenciones de Buenos Aires. ProPymes es un programa iniciado por el Grupo Techint en 2002 para reunir y fortalecer la cadena de valor industrial y que actualmente agrupa a 1108 empresas de todo el país.
La agenda gubernamental en el período de sesiones extraordinarias que comenzó en el Congreso ocupó un lugar central. Bullrich remarcó que el gobierno buscará aprobar el presupuesto y la reforma laboral en extraordinarias, mientras que la reforma impositiva quedará para el 2026.
Patricia Bullrich junto a Paolo Rocca en el Seminario ProPymes.
Rocca respaldó el proyecto de reforma laboral y celebró la relación construida con el gobierno de los Estados Unidos y los logros en materia de inflación y baja del riesgo país, aunque le pidió a la ex ministra de Seguridad que oficie como interlocutora con el gobiernode Milei para tratar los efectos de la apertura comercial, especialmente sobre las cadenas de valor industrial en los segmentos como el agro, la minería y la energía.
«La reforma laboral sin lugar a dudas está en el corazón de la recuperación de la competitividad. Luego una reforma impositiva que permita promover la inversión y una apertura inteligente de la economía que de tiempo a esta cadena para adaptarse a estas condiciones e incorporar tecnología», evaluó el líder de Techint.
«Dispuestos a abrir un diálogo»
Bullrich tomó nota del pedido de Rocca y de los industriales presentes. «Argentina ha tenido una experiencia de aperturas aceleradas y apresuradas y ha tenido problemas con esto. Estamos tratando de no ir a ese modelo. No queremos una economía cerrada. Sabemos que tenemos que corregir cosas para poder competir con países vecinos. Pero sin duda que lo se está planteando es una lógica medida. Si no lo consideran así estamos por supuesto dispuestos a abrir un diálogo«, evaluó la senadora de LLA.
Bullrich y Rocca.
Otro de los temas que Rocca trajo al debate sobre la apertura comercial es la disparidad en la competencia con China, largamente comentada a lo largo de la jornada. Bullrich evitó dar una definición tajante sobre la relación comercial con el gigante asiático.
Trump como emblema
El CEO y presidente del Grupo Techint calificó de «predatoria» la actitud de China en el comercio global. Frente al desafío chino, Rocca planteó que la estrategia desplegada por la administración de Donald Trump en los EE.UU. «fue un emblema de cómo encarar un tema de defensa de la estructura industrial de un país».
«Creo que tenemos que abrir un diálogo con el gobierno y sus autoridades, y explicar de verdad que China tiene una actitud predatoria y responde a una necesidad estratégica de conquista hegemónica», concluyó Rocca.
El mercado de crudo apunta a un escenario equilibrado para el 2026, según los últimos datos publicados por la OPEP. La organización estima que la oferta global se alineará con la demanda, en contraste al informe de la IEA, que anticipan superávit.
Según el informe, OPEP+ produjo 43.06 millones de barriles por día en noviembre, es decir, un aumento marginal respecto a octubre. La organización prevé que la demanda de crudo proveniente del grupo promediará 43 millones diarios en 2026, un nivel idéntico a la producción actual.
El cártel estima que la oferta mundial se ajustará a la demanda, una hipótesis que choca de lleno con las proyecciones de la IEA y de otros organismos, que esperan un gran exceso.
Para el primer trimestre del año próximo, la proyección se ajusta a 42,6 millones de barriles diarios. Si el bloque mantuviera el ritmo de noviembre durante todo 2026, la oferta superaría la demanda por sólo 60.000 barriles diarios, según un cálculo de Reuters basado en el informe.
La lectura de la IEA es distinta. El organismo estima que la oferta global excederá la demanda por 3,84 millones de barriles diarios el año próximo, un volumen equivalente a casi el cuatro por ciento del consumo mundial. Ese escenario implica un mercado mucho más holgado que el presentado por OPEP.
En este contexto, OPEP+ decidió suspender los aumentos de producción durante el primer trimestre de 2026, una señal que busca contener posibles presiones bajistas en un entorno donde las advertencias de sobreoferta se volvieron frecuentes entre analistas y agencias. La organización también mantuvo sin cambios sus previsiones de crecimiento de la demanda mundial para 2025 y 2026 y sostuvo que la economía global se mantiene en una posición estable.
Ambas compañías trabajarán de manera conjunta en la identificación de oportunidades comerciales, licitaciones y contratos con operadoras líderes del sector energético argentino
San Antonio Internacional S.A., empresa dedicada a servicios petroleros en la Argentina con de 65 años de experiencia, y Precision Drilling Corporation una de las principales compañías de perforación de alta especificación a nivel mundial, anunciaron la firma de un acuerdo definitivo de alianza estratégica para el desarrollo conjunto de oportunidades en el segmento de perforación no convencional en la Argentina.
Esta alianza combina la capacidad operativa, logística y el profundo conocimiento local de San Antonio Internacional, con la tecnología de clase mundial, los rigs de alta performance y la experiencia internacional de Precision Drilling, creando una plataforma única para atender las crecientes demandas del desarrollo energético argentino, especialmente en Vaca Muerta, según precisaron desde las empresas.
Alianza
“Esta alianza marca un hito estratégico para San Antonio Internacional. Nos posiciona con tecnología de última generación, fortalece nuestra propuesta de valor y consolida nuestra proyección de crecimiento en el segmento no convencional” comentó Nicolás Ziperovich, CEO de San Antonio.
“ La Argentina representa una oportunidad estratégica de primer nivel a nivel global. Junto a San Antonio Internacional encontramos un socio con conocimiento local, solidez operativa y una cultura de excelencia compatible con nuestros estándares internacionales”, destacó Shuja Goraya, presidente internacional de Precision Drilling.
Ambas compañías trabajarán de manera conjunta en la identificación de oportunidades comerciales, licitaciones y contratos con operadoras líderes del sector energético argentino.
Como primer paso operativo de esta alianza, San Antonio Internacional pondrá la tecnología de Precision Drilling a disposición de sus clientes en sus equipos actuales.
Compromiso con el desarrollo energético argentino
“La alianza refuerza el compromiso de ambas compañías con el desarrollo de Argentina como uno de los principales polos energéticos de América Latina, contribuyendo al aumento de la producción, la competitividad del shale argentino y la creación de empleo calificado”, expresaron desde las empresas.
Argentina ante la oportunidad de disminuir la dependencia elevada al gasoil importado en el transporte pesado.
La estructura energética argentina atraviesa una restricción persistente asociada a la elevada dependencia del gasoil importado para abastecer el transporte pesado, la logística interprovincial y parte significativa de la actividad productiva. Esta dependencia genera vulnerabilidades macroeconómicas y estratégicas que se profundizan cada vez que el mercado internacional experimenta disrupciones, como ocurrió en 2022.
Reducir esta exposición exige avanzar hacia un esquema que aproveche con mayor intensidad los combustibles cuya producción es predominantemente doméstica.
Además de los beneficios económicos, la sustitución por gas natural licuado (GNL) permitiría reducir en torno al 19% las emisiones de CO₂ en ciclo completo y disminuir hasta un 80% los óxidos de nitrógeno (NOx), eliminar casi por completo las partículas (PM) y los óxidos de azufre (SOx), mejorando la calidad del aire en corredores logísticos clave. El potencial se amplía con el uso futuro de bio-GNL, que podría alcanzar reducciones superiores al 60%.
Los datos consolidados de 2024 indican que las importaciones de gasoil ascendieron a US$ 1.088 millones CIF, equivalentes a 1.515 millones de litros de combustible adquirido en el exterior. El precio promedio abonado fue de US$ 1,40 por litro. Esta erogación representa una salida neta de divisas que impacta directamente en la balanza comercial energética, motivo por el cual incluso sustituciones parciales mediante gas natural producido internamente generan beneficios apreciables para la estabilidad externa del país.
Según experiencias internacionales, la diferencia de inversión inicial en camiones a GNL puede recuperarse en un plazo de 2 a 4 años, dependiendo del kilometraje anual y la brecha de precios entre diésel y gas. En Argentina, donde el gas natural es abundante y competitivo, el período de repago podría ser incluso menor si se implementan incentivos fiscales y líneas de financiamiento específicas.
La aplicación de los coeficientes de conversión energética disponibles permite estimar que sustituir 30% del gasoil importado equivale a reemplazar aproximadamente 432 millones de m³ de gas natural comprimido (GNC).
A precios mayoristas internos, el costo asciende a US$ 188,3 millones, frente a los US$ 326,3 millones que implicaría importar el volumen equivalente de gasoil. La diferencia genera un ahorro anual cercano a US$ 138 millones, coherente con lo observado en estudios internacionales. En el caso argentino, el GNL o GNC suele ser significativamente más barato que el diésel importado, lo que refuerza la viabilidad económica de la conversión.
La sustitución por GNL permitiría reducir en torno al 19% las emisiones de CO₂ en ciclo completo.
Debe añadirse un aspecto estructural que rara vez aparece en la discusión pública: el régimen de subsidios al combustible en la Patagonia, concebido para evitar que los costos logísticos por camión —elevados por la distancia a los puertos de ingreso— se vuelvan prohibitivos. Una transición paulatina hacia gas natural permitiría reducir la dependencia de este esquema y, al mismo tiempo, mejorar la competitividad logística de Patagonia, Cuyo y el Noroeste, regiones donde el costo del flete constituye uno de los principales determinantes del precio final de bienes esenciales y del margen operativo de sus cadenas productivas.
La experiencia europea demuestra que el desarrollo de una red de estaciones de carga de GNL es condición necesaria para la adopción masiva. La coordinación público-privada y la armonización regulatoria, junto con incentivos fiscales y financiamiento blando para la reconversión de flotas, son medidas recomendadas para evitar el círculo vicioso de baja demanda y escasa infraestructura.
La relevancia de esta estrategia se incrementa al considerar el aporte gasífero del extremo sur del país. Tierra del Fuego contribuyó en 2024 con el 12,8% de la producción nacional de gas natural, generado principalmente por desarrollos offshore e inyectado al sistema mediante el Gasoducto San Martín. El proyecto Fénix ampliará esta oferta en el corto plazo, fortaleciendo la disponibilidad de gas para el sistema energético argentino.
En simultáneo, la Cuenca Austral se encuentra ante una posible transformación de escala mayor con el avance de Palermo Aike, formación que diversos análisis consideran una potencial “mini Vaca Muerta”. De confirmarse las estimaciones geológicas preliminares, el aumento en la disponibilidad de gas en la región sur podría consolidar una base de recursos suficiente para sustentar una sustitución sistemática del diésel importado tanto en el transporte de cargas como en sectores industriales de alta demanda energética.
Reducción de emisiones de CO₂ derivada del reemplazo por gas natural
El consumo de gasoil importado en 2024 generó aproximadamente 4,05 millones de toneladas de CO₂, tomando como referencia una emisión de 2,67 kg de CO₂ por litro. Una sustitución del 30 % de ese consumo permitiría desplazar 454,6 millones de litros de diésel, equivalentes a más de 1,21 millones de toneladas de CO₂.
Según estudios del sector automotriz, los camiones propulsados a gas natural han alcanzado reducciones en la emisión de CO₂ de hasta un 20%.
Los fabricantes líderes del sector de transporte pesado han documentado el rendimiento ambiental de los camiones propulsados a gas natural. En el caso de Volvo Trucks, el uso de GNL o GNC permite alcanzar reducciones de hasta un 20% en emisiones de CO₂ en ciclo tank-to-wheel. Aplicado al volumen desplazado correspondiente al 30% del consumo actual, esto representa un ahorro de 242.800 toneladas de CO₂.
Se trata de un beneficio cuantificable desde la fase inicial de cualquier programa de sustitución, con impacto ambiental inmediato y sin modificar de manera radical la infraestructura logística ni los flujos de transporte existentes.
Los elementos técnicos y productivos convergen hacia una misma dirección: fortalecer la autonomía energética del país mediante el aprovechamiento de sus recursos gasíferos, mejorar la resiliencia logística ante shocks internacionales, reducir el gasto en divisas, descomprimir los subsidios al combustible y potenciar la competitividad de las economías regionales.
La ampliación de infraestructura, la diversificación de usos del gas natural y la adecuación paulatina de la flota de transporte constituyen piezas complementarias de una estrategia nacional orientada a disminuir la vulnerabilidad externa y optimizar los costos logísticos sobre el territorio. Argentina puede capitalizar su dotación de gas natural y su red de gasoductos para liderar la transición regional y, eventualmente, exportar know-how y tecnología hacia países vecinos.
Manuel Cruz.
(*) Economista y Master en Políticas de Desarrollo de la Korean Development Institute School.
La economía argentina enfrenta el riesgo de una primarización absoluta si no adopta una estrategia de inserción en el mundo para competir con China. El diagnóstico fue expuesto por líderes industriales en el Seminario ProPymes organizado por el Grupo Techint. Bajo el lema «Una Argentina integrada», los representantes del grupo liderado por Paolo Rocca plantearon la necesidad de una política clara para apuntalar el desarrollo industrial.
En la apertura del evento, el vicepresidente institucional del Grupo Techint, Javier Martínez Álvarez, defendió la necesidad de desarrollar la industria en el país. «Argentina requiere de un desarrollo industrial alrededor de los recursos naturales, debe ser clave en este desarrollo integrado de la Argentina», dijo Martínez Álvarez.
Javier Martínez Álvarez, vicepresidente institucional del Grupo Techint.
Las exportaciones de petróleo, gas natural y minería pueden traccionar ese desarrollo, aunque la Argentina parte de un nivel bajo de exportaciones en comparación con otros países.
El directivo de Techint resaltó que la expectativa es alcanzar un nivel de exportaciones de US$ 2000 por habitante para el 2030, gracias al ingreso en operación de nueva infraestructura de exportación, como el oleoducto Vaca Muerta Sur.
Sin embargo, el país seguirá por debajo de Canadá o Australia, que actualmente exportan 7000 y 14.000 dólares por habitante, respectivamente. En ese sentido, Martínez Álvarez subrayó que «con Vaca Muerta no alcanza» y que los «recursos naturales más industria son la clave para el desarrollo de una Argentina integrada».
Inserción en el mundo
La clave principal para el desarrollo industrial pasará por la estrategia de inserción de la Argentina en el mundo según el Grupo Techint. La principal coordenada de esta inserción pasará por la postura comercial que se adopte frente a la competencia de la industria subsidiada por China. «La asociación con China para el país representa una decisión de primarización absoluta de la economía«, dijo Martínez Álvarez.
En cambio, la estrategia desplagada por la administración de Donald Trump en los Estados Unidos abre oportunidades concretas. «Hay una mirada de esta administración americana muchísimo más intensa sobre América Latina y sobre Argentina en particular. Hay una oportunidad clara para la Argentina de insertarse firmemente en ese occidente democrático y hacer su desarrollo comercial», remarcó.
Auge exportador chino
El crecimiento de las importaciones chinas en la Argentina en el último año configuran un desafío para la industria argentina en general e inclusive para las empresas en el país que proveen insumos, bienes intermedios y de capital para la industria del Oil&Gas y la minería. El presidente del directorio de Ternium, Martín Berardi, explicó que detrás de esta avalancha de importaciones hay un factor reciente y estructural: el cambio en la inversión en China del sector de la construcción al sector manufacturero.
Martín Berardi, de Ternium.
«China sigue invirtiendo en activos fijos, pero cambió el menú. Bajó su inversión en vivienda, porque se dio cuenta que su población empezaba a decrecer en nacimientos. Mantuvo la inversión en infraestructura, pero aumentó fuertísimo la inversión en activos fijos para manufacturas. Este cambio de política que se da en el 2019 y 2020, cambia el comercio mundial de manera radical«, analizó el representante de Ternium.
El auge exportador manufacturero chino también involucra a insumos difundidos como el acero. El gigante asiático en los últimos cinco años multiplicó por 2,5 veces sus exportaciones de acero. «Cuando lo miramos de exportaciones a Latinoamérica pasó de 6 a 17 millones de toneladas. Hoy el 20% del acero que se consume en Latinoamérica proviene de China», graficó Berardi.
La respuesta argentina
Frente a este escenario internacional, el representante de Ternium subrayó la necesidad de buscar una estrategia de relación con Europa, de manejo del Mercosur y de integración con EE.UU. «Tenemos el desafío creciente de una importación sin una política clara de cómo jugamos este ajedrez mundial. Todos nuestros sectores tendrán amenazas de importación de China y Occidente. Debemos ser competitivos con Occidente; contra China es otro juego», analizó Berardi.
Para nivelar la cancha, también planteó que la industria pequeña y mediana necesita de beneficios similares a los que ofrece el Régimen de Incentivos para las Grandes Inversiones (RIGI). «Tenemos que invertir más como sector. El RIGI existe solo para los más grandes. Si ellos necesitan las condiciones que ya mencionamos anteriormente, las pymes también. La cadena de valor también, con IVA más bajo, estabilidad fiscal, y sin restricciones en el flujo financiero y cambiario. Todos tenemos que invertir y adecuarnos a la nueva realidad», cerró Berardi.
San Antonio Internacional S.A. (“San Antonio Internacional”), pionera en servicios petroleros en la Argentina con de 65 años de experiencia, y Precision Drilling Corporation (“Precision Drilling”), una de las principales compañías de perforación de alta especificación a nivel mundial, anunciaron hoy (11/12) la firma de un acuerdo definitivo de alianza estratégica para el desarrollo conjunto de oportunidades en el segmento de perforación no convencional en Argentina.
Esta alianza combina la capacidad operativa, logística y el profundo conocimiento local de San Antonio Internacional, con la tecnología de clase mundial, los rigs de alta performance y la experiencia internacional de Precision Drilling, creando una plataforma única para atender las crecientes demandas del desarrollo energético argentino, especialmente en Vaca Muerta.
“Esta alianza marca un hito estratégico para San Antonio Internacional. Nos posiciona con tecnología de última generación, fortalece nuestra propuesta de valor y consolida nuestra proyección de crecimiento en el segmento no convencional” comentó Nicolás Ziperovich, CEO de San Antonio.
“Argentina representa una oportunidad estratégica de primer nivel a nivel global. Junto a San Antonio Internacional encontramos un socio con conocimiento local, solidez operativa y una cultura de excelencia compatible con nuestros estándares internacionales”, destacó Shuja Goraya, Presidente Internacional de Precision Drilling.
Ambas compañías trabajarán de manera conjunta en la identificación de oportunidades comerciales, licitaciones y contratos con operadoras líderes del sector energético argentino.
Como primer paso operativo de esta alianza, San Antonio Internacional pondrá la tecnología de Precision Drilling a disposición de sus clientes en sus equipos actuales.
Compromiso con el Desarrollo Energético Argentino
La alianza refuerza el compromiso de ambas compañías con el desarrollo de Argentina como uno de los principales polos energéticos de América Latina, contribuyendo al aumento de la producción, la competitividad del shale argentino y la creación de empleo calificado.
En la foto: Edgardo Lorenzo, Nicolás Ziperovich y Suja Goraya
Acerca de San Antonio Internacional
San Antonio Internacional es una compañía líder en servicios petroleros en Argentina, con más de 65 años de experiencia en el sector energético argentino y con presencia en las principales cuencas productivas del país. Cuenta con una sólida trayectoria en perforación, workover, pulling, producción y servicios especiales, operando bajo estrictos estándares de seguridad, calidad y eficiencia.
Acerca de Precision Drilling
Precision Drilling es una de las principales compañías globales de perforación, con operaciones en América, Medio Oriente y otras regiones clave, reconocida por su liderazgo tecnológico, altos estándares operativos y soluciones integradas de perforación.
Enel Generación Chile volvió a consolidarse como la gran ganadora de una nueva licitación de suministro de Chile. La compañía fue la única adjudicataria de la convocatoria 2025/01, asegurando el suministro total de 3360 GWh entre los años 2027 y 2030 para clientes regulados del país.
El precio promedio adjudicado fue de USD 64,499 x MWh, marcando un nuevo capítulo en la consolidación de la compañía dentro del mercado eléctrico chileno y también la segunda licitación consecutiva en la que una sola empresa obtiene el volumen completo adjudicado.
Los bloques subastados fueron divididos en cuatro zonas geográficas —norte, centro, centro-sur y sur—, cada una con tres bloques horarios: punta, valle y noche. En total, se licitaron 12 sub-bloques y Enel presentó ofertas económicas para todos ellos, logrando adjudicarlos en su totalidad.
Según los registros, la compañía presentó 384 propuestas económicas, repitiendo su táctica de cobertura total y masiva en todas las combinaciones posibles de zona y franja horaria.
Y cabe recordar que la licitación de suministro 2025/01 se desarrolló con diversas particularidades con respecto a otros llamados, marco por el contexto electoral (el balotaje será el próximo fin de semana), vertimientos renovables, expectativas sobre precios, y un entorno regulatorio aún incierto.
De tal modo que sólo seis empresas generadoras participaron del proceso: Colbún, Guacolda, BTG Pactual, Enel Generación, Evol Energy y Grenergy. Es decir que la magra participación convirtió a dicha convocatoria como la segunda con menor cantidad de oferentes de la última década.
Comparación con licitaciones anteriores
Con esta adjudicación, Enel repite la estrategia que ya le había permitido quedarse con el 100% de la licitación 2023/01 (1500 GWh en el bloque N°1 y 2100 GWh en el bloque N°2) en los tres sistemas zonales contemplados y en todos los sub-bloques horarios, a un precio de USD 56,679 MWh.
En aquel entonces, fue la empresa con el mayor número de proyectos presentados (15 parques son renovables por 2802 MW de potencia y 5 centrales térmicas a gas por 1959 MW), por lo que aportó 216 ofertas económicas (108 en cada bloque de suministro) ya que competía en todos los segmentos de la convocatoria.
Es decir, el valor de adjudicación creció en un 13,8% en términos nominales en solo dos años, reflejando la evolución de la dinámica del mercado. A lo que se agrega que el resultado de la subasta 2025/01 consolida una tendencia iniciada en los últimos dos procesos: la concentración de adjudicaciones y el aumento del precio promedio.
Y en términos de concentración, los últimos dos procesos han representado una anomalía respecto a convocatorias anteriores, donde los bloques solían ser adjudicados a un conjunto más diverso de actores.
En definitiva, el resultado de la Licitación 2025/01 deja una señal clara: Enel no sólo repite un hito, sino que desde el sector se plantea la importancia de evaluar ajustes normativos que promuevan una mayor pluralidad en los procesos licitatorios y que mantengan el equilibrio entre confiabilidad del suministro, precios razonables y fomento a la inversión en nuevas tecnologías.
Durante los últimos doce meses, el precio de la nafta súper en la Ciudad de Buenos Aires registró un incremento interanual del 41,2%, pasando de un promedio de $1.108 en diciembre de 2024 a $1.564 en diciembre de 2025, según el relevamiento del portal Surtidores. Este aumento supera ampliamente la inflación general, que se ubicó alrededor del 30% en el mismo periodo.
En el último mes, el litro de nafta súper subió un 4,5% frente a una inflación mensual del 2%, mientras que la nafta premium tuvo un aumento del 3,5% en diciembre, alcanzando un precio promedio de $1.799, un 31,31% más que en diciembre de 2024. El gasoil también mostró un ajuste significativo, con un alza mensual del 4,04% y un incremento interanual del 39,84%, situando su precio en $1.570 por litro.
Estos aumentos se produjeron a pesar de la reciente prórroga parcial decretada por el Gobierno en la aplicación de los impuestos a los combustibles líquidos y al dióxido de carbono, medida oficializada mediante el Decreto 840/2025. Este ajuste pospone la aplicación total de los incrementos pendientes hasta el 1 de enero de 2026, buscando evitar un impacto abrupto en los precios al consumidor.
El director de Aleph Energy, Daniel Dreizzen, señaló que “los precios venían retrasados en relación a la devaluación registrada desde julio. Probablemente esperaron a después de las elecciones para aumentar”. Esta explicación se enmarca en un contexto donde YPF, que concentra el 55% del mercado de combustibles, dejó de publicar los ajustes en julio, permitiendo que cada estación establezca sus valores según su situación particular.
A nivel comercial, las ventas de naftas se mantuvieron estables en octubre de 2025, con un crecimiento interanual del 1,7%, impulsado por el segmento premium que creció un 7%. En cambio, la venta de gasoil mostró un descenso del 5%, con un aumento del 6,2% en la versión premium, pero una caída del 11,2% en la versión común.
En cuanto a la distribución territorial, solo seis provincias reportaron aumentos interanuales en las ventas de combustibles: Neuquén (+4,5%), Buenos Aires (+3,9%), San Juan (+3,5%), Santiago del Estero (+1,8%), San Luis (+1,7%) y Río Negro (+0,6%). En contraste, dieciocho distritos experimentaron caídas, destacándose Misiones y Corrientes con descensos de dos dígitos.
Por último, pese a la caída del precio internacional del petróleo, los precios locales en dólares de las naftas han registrado incrementos durante el año, reflejando la combinación de factores económicos internos y la política de precios vigente.
Cabello, quien también es secretario general del Partido Socialista Unido de Venezuela, manifestó que estas ofensivas buscan controlar recursos vitales como el petróleo, el oro, el gas y el agua. Frente a esta situación, aseguró que las fuerzas políticas aliadas al Gobierno están preparadas para enfrentar cualquier agresión con una “resistencia activa prolongada”.
El ministro subrayó que quienes ejercen presión sobre Venezuela pretenden quebrantar la voluntad de la nación mediante “terrorismo psicológico”, pero expresó con firmeza que “se equivocan”. Además, resaltó la importancia de la movilización popular que ha tomado las calles en apoyo al Gobierno, considerándola fundamental para defender la soberanía nacional y los recursos del país.
Respecto al reciente incidente con el buque petrolero, Cabello señaló que esta acción no solo afecta a la industria energética, sino que también pone en riesgo los minerales y el agua, recursos esenciales para la población venezolana. La tensión entre Venezuela y Estados Unidos se ha intensificado a raíz de este episodio.
La comunidad internacional observa con atención la situación, mientras Venezuela reafirma su postura de resistencia frente a lo que califica como una agresión imperialista. Cabello reiteró que tanto las fuerzas afines al Gobierno como la ciudadanía están comprometidas en la protección de los recursos naturales del país.
Finalmente, el ministro aseguró que la defensa de la soberanía seguirá siendo una prioridad, anticipando la implementación de nuevas medidas para salvaguardar la economía y los bienes nacionales. La movilización ciudadana y el respaldo al Gobierno se mantienen como pilares fundamentales de esta resistencia.
Cabello, quien también es secretario general del Partido Socialista Unido de Venezuela, manifestó que estas ofensivas buscan controlar recursos vitales como el petróleo, el oro, el gas y el agua. Frente a esta situación, aseguró que las fuerzas políticas aliadas al Gobierno están preparadas para enfrentar cualquier agresión con una “resistencia activa prolongada”.
El ministro subrayó que quienes ejercen presión sobre Venezuela pretenden quebrantar la voluntad de la nación mediante “terrorismo psicológico”, pero expresó con firmeza que “se equivocan”. Además, resaltó la importancia de la movilización popular que ha tomado las calles en apoyo al Gobierno, considerándola fundamental para defender la soberanía nacional y los recursos del país.
Respecto al reciente incidente con el buque petrolero, Cabello señaló que esta acción no solo afecta a la industria energética, sino que también pone en riesgo los minerales y el agua, recursos esenciales para la población venezolana. La tensión entre Venezuela y Estados Unidos se ha intensificado a raíz de este episodio.
La comunidad internacional observa con atención la situación, mientras Venezuela reafirma su postura de resistencia frente a lo que califica como una agresión imperialista. Cabello reiteró que tanto las fuerzas afines al Gobierno como la ciudadanía están comprometidas en la protección de los recursos naturales del país.
Finalmente, el ministro aseguró que la defensa de la soberanía seguirá siendo una prioridad, anticipando la implementación de nuevas medidas para salvaguardar la economía y los bienes nacionales. La movilización ciudadana y el respaldo al Gobierno se mantienen como pilares fundamentales de esta resistencia.
YPF anunció que comenzará la perforación de un nuevo pozo en el bloque CN VII A, ubicado en la cuenca neuquina del lado mendocino de Vaca Muerta. Esta iniciativa forma parte de la estrategia de la empresa de enfocar sus inversiones en proyectos de gran escala dentro del país, buscando fortalecer su competitividad en el sector energético.
La decisión de avanzar con esta perforación adicional cobra especial relevancia en un momento en que YPF reorganiza su cartera y concentra recursos en activos prioritarios. Mendoza se posiciona así como un territorio clave para la petrolera nacional, que ya ha realizado trabajos previos en la provincia sobre el reservorio no convencional.
El objetivo de esta nueva perforación es profundizar el conocimiento del reservorio Vaca Muerta en Mendoza, ampliar las perspectivas exploratorias y obtener datos fundamentales para futuros desarrollos. Además, busca consolidar la presencia de YPF en esta frontera exploratoria.
En este sentido, la ministra de Energía y Ambiente de Mendoza, Jimena Latorre, destacó: “Esta perforación es una señal enorme de confianza en el potencial de Vaca Muerta en Mendoza. YPF está ajustando su portafolio en todo el país, desprendiéndose de activos que no considera prioritarios. Que decida no solo permanecer en nuestras áreas con Vaca Muerta, sino invertir por encima del compromiso asumido, demuestra la solidez del modelo provincial y el atractivo de nuestro recurso”.
Por su parte, el director de Hidrocarburos, Lucas Erio, agregó que el pozo adicional en CN VII A “confirma no solo el interés técnico en la ventana mendocina de Vaca Muerta, sino también la fortaleza del marco regulatorio provincial, que brinda previsibilidad y condiciones adecuadas para sostener decisiones de inversión de largo plazo”.
El bloque CN VII A forma parte del esquema exploratorio no convencional que YPF desarrolla en Mendoza, donde los estudios previos han arrojado resultados positivos. La provincia cuenta con un recurso competitivo, infraestructura disponible y seguridad jurídica, factores que según Latorre “confirman que estamos en el camino correcto”.
YPF anunció que comenzará la perforación de un nuevo pozo en el bloque CN VII A, ubicado en la cuenca neuquina del lado mendocino de Vaca Muerta. Esta iniciativa forma parte de la estrategia de la empresa de enfocar sus inversiones en proyectos de gran escala dentro del país, buscando fortalecer su competitividad en el sector energético.
La decisión de avanzar con esta perforación adicional cobra especial relevancia en un momento en que YPF reorganiza su cartera y concentra recursos en activos prioritarios. Mendoza se posiciona así como un territorio clave para la petrolera nacional, que ya ha realizado trabajos previos en la provincia sobre el reservorio no convencional.
El objetivo de esta nueva perforación es profundizar el conocimiento del reservorio Vaca Muerta en Mendoza, ampliar las perspectivas exploratorias y obtener datos fundamentales para futuros desarrollos. Además, busca consolidar la presencia de YPF en esta frontera exploratoria.
En este sentido, la ministra de Energía y Ambiente de Mendoza, Jimena Latorre, destacó: “Esta perforación es una señal enorme de confianza en el potencial de Vaca Muerta en Mendoza. YPF está ajustando su portafolio en todo el país, desprendiéndose de activos que no considera prioritarios. Que decida no solo permanecer en nuestras áreas con Vaca Muerta, sino invertir por encima del compromiso asumido, demuestra la solidez del modelo provincial y el atractivo de nuestro recurso”.
Por su parte, el director de Hidrocarburos, Lucas Erio, agregó que el pozo adicional en CN VII A “confirma no solo el interés técnico en la ventana mendocina de Vaca Muerta, sino también la fortaleza del marco regulatorio provincial, que brinda previsibilidad y condiciones adecuadas para sostener decisiones de inversión de largo plazo”.
El bloque CN VII A forma parte del esquema exploratorio no convencional que YPF desarrolla en Mendoza, donde los estudios previos han arrojado resultados positivos. La provincia cuenta con un recurso competitivo, infraestructura disponible y seguridad jurídica, factores que según Latorre “confirman que estamos en el camino correcto”.
Investigadoras de la Universidad Nacional de Plata, pertenecientes al Centro de Investigación y Desarrollo en Fermentaciones Industriales (CINDEFI, Facultad de Ciencias Exactas-UNLP-CONICET) desarrollan una tecnología basada en inoculantes microbianos para degradar hidrocarburos contaminantes provenientes de la industria petrolífera en la región de Vaca Muerta, Neuquén. Se trata de un bioinsumo elaborado a partir de bacterias nativas de suelos salinos de esa provincia, especialmente seleccionadas por su capacidad para degradar contaminantes del petróleo y resistir las condiciones ambientales de los suelos de la región.
La Dra. Marianela Macchi y la Dra. Bibiana Coppotelli, quienes se encuentran a cargo del proyecto, mencionan que “esta investigación surge a partir de la demanda de diversas empresas tratadoras de residuos peligrosos o que comercializan inoculantes en la provincia de Neuquén, que en los últimos años se acercaron al grupo de trabajo con interés en el desarrollo de inoculantes locales”.
Los inoculantes son productos biológicos que contienen microorganismos vivos, como bacterias y hongos, y que se incorporan en los suelos según un fin específico. Uno de los usos es la biorremediación, la cual consiste en utilizar organismos vivos para eliminar o reducir contaminantes tóxicos a sustancias inocuas para la salud humana y el ambiente.
Esta tecnología minimiza la huella de carbono dejada por el tratamiento de sitios contaminados. En particular, la técnica del bioaumento implica introducir microorganismos específicos en la matriz contaminada para aumentar las capacidades degradativas del suelo y acelerar la transformación de los contaminantes.
Actualmente, existen inoculantes que se comercializan con este fin, pero el problema de estos es que son importados o están compuestos por microorganismos no autóctonos. Debido a la dificultad para predecir las consecuencias de introducir en grandes cantidades un microorganismo de otra región, la legislación neuquina no permite utilizar inoculantes con microorganismos ajenos.
Este proyecto propone un enfoque integral: no solo utiliza microorganismos nativos, sino que busca optimizar la producción de estos a partir de residuos agroindustriales regionales, como los de la industria de producción de sidra. Es decir, en lugar de adquirir nutrientes comerciales, las investigadoras generan grandes volúmenes de biomasa microbiana aprovechando estos desechos, reduciendo así los costos de cultivo y contribuyendo a un modelo de economía circular. Además, el proyecto se enriquece con estudios genómicos para predecir el comportamiento de los microorganismos en el ambiente donde serán aplicados.
El problema de la acumulación
Los Hidrocarburos Policíclicos Aromáticos (PAHs) son contaminantes orgánicos muy persistentes en el ambiente y con potencial cancerígeno, por lo que representan una problemática creciente que amenaza tanto los ecosistemas como la salud de las poblaciones locales, comprometiendo así la sustentabilidad de la actividad petrolera. Al ser muy hidrofóbicos, estos contaminantes son fácilmente adsorbidos en las partículas del suelo, lo cual convierte al suelo en un reservorio de estos “pasivos ambientales” y hace que removerlos sea un desafío.
“No eliminar estos pasivos ambientales en la zona contaminada, podría generar que estos se distribuyan en el ambiente, percolando en napas de agua y causando grandes daños a la salud humana y ambiental”, explica la Dra. Coppotelli.
“Actualmente, la solución paliativa de las empresas de la región frente a la creciente generación de estos contaminantes es acopiar los suelos contaminados hasta poder tratarlos con métodos fisicoquímicos o incinerarlos, los cuales tienen un efecto negativo sobre el medio ambiente y conllevan a la pérdida del valor del suelo, dejándolos inutilizables o muy pobres para el cultivo u otras actividades productivas”, indica la Dra. Macchi.
¿Cómo actúan estos microorganismos?
Así como nosotros comemos azúcares o hidratos de carbono, existen bacterias que pueden “consumir” estos hidrocarburos tóxicos para el ser humano. Esto es gracias a la inmensa variedad metabólica presente en los microorganismos producto de su capacidad para adaptarse a distintas condiciones ambientales.
Estas bacterias, trabajan en conjunto en lo que las investigadoras llaman “consorcios sintéticos”, comunidades mínimas de bacterias combinadas estratégicamente según las interacciones entre sí y su capacidad para degradar distintos contaminantes. Los consorcios desarrollados por el grupo han demostrado degradar completamente PAHs tóxicos como fenantreno, antraceno, fluoreno y sus intermediarios de degradación.
La ventaja de utilizar consorcios de bacterias autóctonas es que permite preservar las interacciones que se crearon entre microorganismos de una comunidad bacteriana por coadaptación y evolución, brindando así una mayor resistencia al estrés producido por las perturbaciones ambientales. Además, estas bacterias se encuentran pre-adaptadas a las condiciones adversas de los suelos de la región tales como alta salinidad y presencia de metales pesados, lo cual también contribuye a la supervivencia de las mismas.
En investigaciones previas, el grupo ha probado la eficiencia de esta tecnología logrando obtener comunidades de microorganismos capaces de degradar estos contaminantes en suelos de la Provincia de Buenos Aires y ahora busca aplicar esta tecnología en la Cuenca Petrolífera Neuquina.
El proyecto , reciente ganador del primer premio del certamen “Ideas de Exactas 2025” organizado por la Dirección de Vinculación tecnológica de la Facultad de Ciencias Exactas (UNLP), propone una solución biotecnológica ambiental frente a esta creciente problemática en la zona utilizando tecnología de bajo costo económico, regional, amigable con el medio ambiente y con alto potencial escalable.
El equipo de trabajo está integrado por la Dra. Bibiana Coppotelli (Investigadora Independiente-CONICET), la Dra. Marianela Macchi (Investigadora Asistente-CIC-PBA), la Lic. Déborah Colman miembro de la Carrera del Personal de Apoyo a la Investigación y Desarrollo (CPA-CONICET) y los estudiantes de Biotecnología y Biología Molecular Franco Damián Parra y Octavio Ellehoj, ambos pertenecientes al programa de becas de entrenamiento de la Comisión de Investigaciones Científicas de la Provincia de Buenos Aires (BENTRE-CIC-PBA).
Investigadoras de la Universidad Nacional de Plata, pertenecientes al Centro de Investigación y Desarrollo en Fermentaciones Industriales (CINDEFI, Facultad de Ciencias Exactas-UNLP-CONICET) desarrollan una tecnología basada en inoculantes microbianos para degradar hidrocarburos contaminantes provenientes de la industria petrolífera en la región de Vaca Muerta, Neuquén. Se trata de un bioinsumo elaborado a partir de bacterias nativas de suelos salinos de esa provincia, especialmente seleccionadas por su capacidad para degradar contaminantes del petróleo y resistir las condiciones ambientales de los suelos de la región.
La Dra. Marianela Macchi y la Dra. Bibiana Coppotelli, quienes se encuentran a cargo del proyecto, mencionan que “esta investigación surge a partir de la demanda de diversas empresas tratadoras de residuos peligrosos o que comercializan inoculantes en la provincia de Neuquén, que en los últimos años se acercaron al grupo de trabajo con interés en el desarrollo de inoculantes locales”.
Los inoculantes son productos biológicos que contienen microorganismos vivos, como bacterias y hongos, y que se incorporan en los suelos según un fin específico. Uno de los usos es la biorremediación, la cual consiste en utilizar organismos vivos para eliminar o reducir contaminantes tóxicos a sustancias inocuas para la salud humana y el ambiente.
Esta tecnología minimiza la huella de carbono dejada por el tratamiento de sitios contaminados. En particular, la técnica del bioaumento implica introducir microorganismos específicos en la matriz contaminada para aumentar las capacidades degradativas del suelo y acelerar la transformación de los contaminantes.
Actualmente, existen inoculantes que se comercializan con este fin, pero el problema de estos es que son importados o están compuestos por microorganismos no autóctonos. Debido a la dificultad para predecir las consecuencias de introducir en grandes cantidades un microorganismo de otra región, la legislación neuquina no permite utilizar inoculantes con microorganismos ajenos.
Este proyecto propone un enfoque integral: no solo utiliza microorganismos nativos, sino que busca optimizar la producción de estos a partir de residuos agroindustriales regionales, como los de la industria de producción de sidra. Es decir, en lugar de adquirir nutrientes comerciales, las investigadoras generan grandes volúmenes de biomasa microbiana aprovechando estos desechos, reduciendo así los costos de cultivo y contribuyendo a un modelo de economía circular. Además, el proyecto se enriquece con estudios genómicos para predecir el comportamiento de los microorganismos en el ambiente donde serán aplicados.
El problema de la acumulación
Los Hidrocarburos Policíclicos Aromáticos (PAHs) son contaminantes orgánicos muy persistentes en el ambiente y con potencial cancerígeno, por lo que representan una problemática creciente que amenaza tanto los ecosistemas como la salud de las poblaciones locales, comprometiendo así la sustentabilidad de la actividad petrolera. Al ser muy hidrofóbicos, estos contaminantes son fácilmente adsorbidos en las partículas del suelo, lo cual convierte al suelo en un reservorio de estos “pasivos ambientales” y hace que removerlos sea un desafío.
“No eliminar estos pasivos ambientales en la zona contaminada, podría generar que estos se distribuyan en el ambiente, percolando en napas de agua y causando grandes daños a la salud humana y ambiental”, explica la Dra. Coppotelli.
“Actualmente, la solución paliativa de las empresas de la región frente a la creciente generación de estos contaminantes es acopiar los suelos contaminados hasta poder tratarlos con métodos fisicoquímicos o incinerarlos, los cuales tienen un efecto negativo sobre el medio ambiente y conllevan a la pérdida del valor del suelo, dejándolos inutilizables o muy pobres para el cultivo u otras actividades productivas”, indica la Dra. Macchi.
¿Cómo actúan estos microorganismos?
Así como nosotros comemos azúcares o hidratos de carbono, existen bacterias que pueden “consumir” estos hidrocarburos tóxicos para el ser humano. Esto es gracias a la inmensa variedad metabólica presente en los microorganismos producto de su capacidad para adaptarse a distintas condiciones ambientales.
Estas bacterias, trabajan en conjunto en lo que las investigadoras llaman “consorcios sintéticos”, comunidades mínimas de bacterias combinadas estratégicamente según las interacciones entre sí y su capacidad para degradar distintos contaminantes. Los consorcios desarrollados por el grupo han demostrado degradar completamente PAHs tóxicos como fenantreno, antraceno, fluoreno y sus intermediarios de degradación.
La ventaja de utilizar consorcios de bacterias autóctonas es que permite preservar las interacciones que se crearon entre microorganismos de una comunidad bacteriana por coadaptación y evolución, brindando así una mayor resistencia al estrés producido por las perturbaciones ambientales. Además, estas bacterias se encuentran pre-adaptadas a las condiciones adversas de los suelos de la región tales como alta salinidad y presencia de metales pesados, lo cual también contribuye a la supervivencia de las mismas.
En investigaciones previas, el grupo ha probado la eficiencia de esta tecnología logrando obtener comunidades de microorganismos capaces de degradar estos contaminantes en suelos de la Provincia de Buenos Aires y ahora busca aplicar esta tecnología en la Cuenca Petrolífera Neuquina.
El proyecto , reciente ganador del primer premio del certamen “Ideas de Exactas 2025” organizado por la Dirección de Vinculación tecnológica de la Facultad de Ciencias Exactas (UNLP), propone una solución biotecnológica ambiental frente a esta creciente problemática en la zona utilizando tecnología de bajo costo económico, regional, amigable con el medio ambiente y con alto potencial escalable.
El equipo de trabajo está integrado por la Dra. Bibiana Coppotelli (Investigadora Independiente-CONICET), la Dra. Marianela Macchi (Investigadora Asistente-CIC-PBA), la Lic. Déborah Colman miembro de la Carrera del Personal de Apoyo a la Investigación y Desarrollo (CPA-CONICET) y los estudiantes de Biotecnología y Biología Molecular Franco Damián Parra y Octavio Ellehoj, ambos pertenecientes al programa de becas de entrenamiento de la Comisión de Investigaciones Científicas de la Provincia de Buenos Aires (BENTRE-CIC-PBA).
Durante la última semana, el Gobierno de Río Negro y el instituto canadiense SAIT completaron en la provincia la segunda etapa de una evaluación integral de necesidades para preparar la formación técnica que demandará el megaproyecto Argentina GNL, el cual prevé la instalación de seis buques de licuefacción offshore en el Golfo San Matías. Cada uno de estos con una dotación estimada de 90 a 180 trabajadores, además de aproximadamente 170 puestos adicionales en el puerto.
El Gobierno de la Provincia de Río Negro, a través de la Secretaría de Energía y Ambiente y la Unidad Provincial de Enlace con las Universidades, avanzó en una etapa central de su colaboración con el Southern Alberta Institute of Technology (SAIT), institución líder en formación energética a nivel internacional.
El objetivo del trabajo conjunto es realizar una Evaluación Integral de Necesidades, destinada a identificar las habilidades que deberá desarrollar la fuerza laboral rionegrina para incorporarse a la industria del Gas Natural Licuado (GNL), con una formación de escala global, para la cual se requiere el cumplimiento de estrictos estándares internacionales.
“Río Negro se está preparando en serio para el futuro energético con una experiencia que es única en Argentina y de la cual hay pocas en el mundo. Esta evaluación nos permite saber qué capacidades deben fortalecerse para que nuestras y nuestros jóvenes accedan a los empleos que traerá Argentina GNL”, afirmó Daiana Neri, referente de la Secretaría de Enlace con Universidades.
Recorridos y reuniones durante la visita de SAIT
Durante la última semana, una comitiva de SAIT integrada por especialistas con amplia experiencia en proyectos de FLNG a través de la MacPhail School of Energy, recorrió instituciones educativas, empresas y plantas industriales, y mantuvo reuniones con actores clave del sector energético y académico.
Entre los encuentros más relevantes se destacan reuniones con las empresas Golar, YPF, Southern Energy e IAPG; diálogo con universidades (UNCO y UNRN) y secundarios técnicos del Alto Valle y la costa Atlántica; más visitas a la planta de ALPAT, Quintana Energy y al Puerto de San Antonio Este (SAE).
“Vimos un sistema educativo sólido y con mucho potencial. El desafío ahora es actualizar contenidos, fortalecer el inglés técnico y articular mejor entre escuelas, universidades, empresas y Estado”, explicó Neri, quien acompañó y guió todo el recorrido.
Un proyecto que transformará la formación técnica
La operación requerirá personal altamente capacitado y dominio de inglés técnico, por lo que la actualización del sistema formativo provincial es clave. “Nuestro objetivo es que los empleos que genere este proyecto queden en Río Negro y beneficien a nuestras familias y comunidades”, destacó Neri.
Próximos pasos: una hoja de ruta para la provincia
El estudio culminará con un Informe de Evaluación de Necesidades, que ofrecerá recomendaciones para mejorar currículas y programas de capacitación, así como estrategias para cerrar brechas de habilidades.
Este trabajo se apoya en el acuerdo firmado entre la Provincia y SAIT en junio de 2025 en Calgary, que estableció una alianza estratégica para fortalecer la formación energética en Río Negro.
“Estamos construyendo un camino de largo plazo con un socio internacional de enorme trayectoria. Esta alianza es clave para que Río Negro sea protagonista del futuro energético argentino”, concluyó Neri.
La Secretaría de Energía estableció las condiciones para que los productores de gas natural participantes del Plan GasAr puedan retirar volúmenes comprometidos y cederlos a generadores eléctricos, en un paso más hacia la descentralización del mercado energético.
La Resolución 501/2025, firmada por la secretaria María Carmen Tettamanti, permite que los productores soliciten a la Compañía Administradora del Mercado Eléctrico Mayorista (CAMMESA) la cesión de su posición contractual a un agente generador, quien operará con ese combustible bajo el esquema de gestión propia.
Según replicó la agenciaNoticias Argentinas, las unidades generadoras que utilicen el gas retirado mediante acuerdo con un productor serán despachadas según el Costo Variable de Producción declarado, con un rango que puede oscilar entre el 75 y el 100 por ciento del precio de referencia del denominado “Gas Acuerdo”.
La norma establece que se mantendrán los compromisos de volúmenes mínimos contractuales del Plan GasAr y que la opción de retiro por parte del productor tiene carácter irrevocable.
La medida se enmarca en el proceso de normalización del Mercado Eléctrico Mayorista dispuesto por la Resolución 400/2025, que busca avanzar hacia un esquema de mayor competencia en la provisión de combustibles para la generación térmica.
El presidente Donald Trump comunicó este miércoles la confiscación de un buque petrolero cerca de la costa de Venezuela. El mandatario reveló que la operación la lideró la Guardia Costera de Estados Unidos, un acto que eleva drásticamente la tensión en la región del Caribe. La acción se inscribe dentro de la campaña de máxima presión que la Casa Blanca ejerce sobre el régimen de Nicolás Maduro, acusado de narcoterrorismo por Washington.
Según la agencia Bloomberg, Trump calificó a la embarcación incautada como “un gran petrolero, muy grande, el más grande que jamás se confiscó”. Sin ofrecer detalles específicos sobre el nombre o la bandera del navío, el presidente de Estados Unidos solo mencionó que “están sucediendo otras cosas” y que hablará sobre el tema más adelante. Funcionarios estadounidenses, dijeron a la prensa local que se trató de una “acción de cumplimiento judicial sobre un buque apátrida” que habría zarpado de Venezuela.
Imágenes de la captura del petrolero “Skipper”, que navegaba desde Venezuela hacia Cuba y fue capturado por Estados Unidos.
Según informes oficiales, la operación fue preparada y llevada a cabo por la Guardia Costera, el FBI y la Marina de Estados Unidos. pic.twitter.com/Nc6fAOe26E
Este episodio representa el mayor paso de escalada en la disputa bilateral. La intercepción del petrolero ocurre en medio de un masivo despliegue militar estadounidense en la región, el mayor desde la crisis de los misiles en Cuba en 1962. Días antes, aviones de combate de Estados Unidos realizaron sobrevuelos cerca del Golfo de Venezuela, en una muestra de fuerza sin precedentes.
El régimen de Nicolás Maduro no emitió una respuesta oficial inmediata. Sin embargo, Caracas sostiene de manera constante que el despliegue militar norteamericano busca el derrocamiento de su gobierno y el control de las vastas reservas de petróleo de la nación. Los reportes de Bloomberg aseguran que La Casa Blanca busca cortar la principal fuente de ingresos del país, que exporta crudo mayormente a China, mediante una compleja red que usa “petroleros fantasma” para evadir las sanciones.
La noticia tuvo un impacto inmediato en los mercados globales, ya que el precio del petróleo subió ligeramente después de conocerse la confiscación. Esta operación judicial y militar se lleva a cabo mientras Donald Trump afirma que Estados Unidos se encuentra en un “conflicto armado no internacional” contra los cárteles de la droga, y el propio Nicolás Maduro enfrenta cargos por narcoterrorismo en territorio estadounidense.
Andrés Ferraris, economista y Managing Partner de EconLogic Consulting.
La publicación para consulta pública del nuevo régimen de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF) puede marcar un punto de inflexión después de más de dos décadas de idas y vueltas en la política tarifaria y de subsidios a la energía en Argentina. Tras dos años de alta exigencia macroeconómica, el gobierno logró – contra todo pronóstico – reducir de forma significativa el problema fiscal heredado: alcanzó el equilibrio fiscal, contuvo la inflación y, en particular, disminuyó el peso del gasto en subsidios a la energía de 1,7% del PBI a menos del 1% en 2024 – su primer año de gestión –, con una proyección de 0,66% del PBI en 2025 que prevé llevar a 0,5% en 2026.
Para que sea sostenible – y para que esta vez sí sea diferente – no basta con un diseño técnico correcto: se requiere un marco macroeconómico ordenado, instituciones que funcionen y una política social moderna que reemplace progresivamente a los subsidios tarifarios.
Desde 2020, la llamada “segmentación” prometió ordenar el sistema, pero terminó generando todo lo contrario. Bajo el manto de una retórica de focalización, construyó un mosaico de programas (Zona Fría, Programa Hogar, Tarifa Social Federal, RASE) con superposiciones arbitrarias, visibles inequidades y una enorme opacidad para los usuarios. El gasto en subsidios a la energía volvió a subir, alcanzando un pico de 2,3% del PBI en 2022.
El proceso actual: avances reales, parcialmente circunstanciales
El progreso actual es real pero parcialmente circunstancial. Es clave para el gobierno tener presente que la reducción reciente del peso de los subsidios a la energía no proviene únicamente de buenas prácticas en materia de política energética, transparentando costos del sistema y un proceso de actualización y sinceramiento tarifario. La puesta en marcha del gasoducto Perito Moreno (ex Nestor Kirchner) y el aumento de la producción de la cuenca neuquina y Vaca Muerta principalmente, permitió sustituir importaciones de combustibles líquidos y GNL por gas natural local más barato reduciendo necesidades importación, limitando también la salida de reservas del Banco Central (BCRA).
Son logros importantes, pero plantean una gran pregunta: ¿qué habría pasado en un contexto distinto, menos amigable, con precios internacionales más altos y un tipo de cambio menos favorable? Luego de las experiencias previas, está bastante claro que cualquier intento de reforma corre el riesgo de fracasar o de ser revertido por presión política. El diseño correcto y la institucionalización de un nuevo régimen de subsidios pueden convertir esta oportunidad en un verdadero cambio y otorgarle la licencia social que lo haga sostenible.
El SEF: un diseño más simple, más focalizado y fiscalmente responsable
El SEF representa un avance significativo respecto del régimen vigente. El nuevo diseño es sobre todo más simple, presentando solo dos categorías generales: hogares con o sin subsidios. Su eje central es la creación del Registro de Subsidios Energéticos Focalizados (RESEF), que unifica y reemplaza la multiplicidad de programas actuales (RASE, Programa HOGAR, Tarifa Social Federal). Los elementos centrales de su diseño son los siguientes:
Elegibilidad simple y verificable
Umbral de ingresos: hogares con ingresos del grupo conviviente equivalentes ≤ 3 Canastas Básicas Totales (CBT).
Inclusión de grupos especiales: personas con certificado único de discapacidad, pensionados veteranos, beneficiarios ReNaBaP.
Cruces de información: con SINTyS, ANSES y bases tributarias, con georreferenciación y verificación de indicadores patrimoniales para reducir fraudes y errores de inclusión.
Si bien este sistema parece ser más amplio que el de la Tarifa Social Federal de 2016-2019, en la práctica resulta mucho más focalizado, simple y transparente. La Tarifa Social Federal se basaba en un modelo de ventanilla automática, con un criterio de ingresos – grupo familiar con ingresos menores o iguales a 2 salarios mínimos –, pero la puerta principal era la pertenencia a un universo fragmentado de categorías (AUH, jubilados con haberes mínimos, monotributistas sociales, beneficiarios de programas alimentarios) o por cumplir condiciones sociales o de salud (CUD, excombatientes, electrodependientes en esquemas complementarios). El SEF puede cubrir hogares vulnerables que quedaban “entre las grietas” de la Tarifa Social Federal, mientras que el cruce de datos, la georreferenciación y las entrevistas prestan suficiente discrecionalidad para excluir casos que no resultan vulnerables.
Bloques subsidiados razonables, con límites explícitos
Electricidad: 300 kWh en meses de alta demanda y 150 kWh en los meses templados de menor demanda.
Gas por redes: volúmenes base vigentes por zona.
Garrafas de GLP de 10kg: 1 garrafa por mes que asciende a 2 en invierno.
Bonificaciones claras y previsibles
Electricidad: 50% sobre el consumo base todo el año
Gas por redes: 0% en verano y 50% en invierno.
Garrafas de GLP de 10kg: 50% sobre el bloque subsidiado.
El esquema autoriza, además, una bonificación extraordinaria transitoria de 25% durante 2026, con un sendero de reducción gradual durante el año para evitar saltos bruscos.
Sin margen de maniobra para enfrentar variaciones estacionales abruptas, el esquema apunta a suavizar la estacionalidad, especialmente anualizando costos como el PIST del Plan Gas.Ar, repartiendo su impacto a lo largo del año, preservando la señal de precios, pero reduciendo el riesgo de impactos bruscos sobre las facturas. En electricidad el aplanamiento será mayor; en gas la estacionalidad invernal hará que las facturas sean menos planas aún con la normalización del precio del gas, lo que es racional dada la mayor intensidad de consumo en invierno.
Riesgos de implementación: las lecciones de 2016–2019
La experiencia de (2016-2019) demuestra que las reformas de ese tipo enfrentan tres grandes tipos de riesgos interrelacionados.
En el plano político,el principio que debe regir la reforma es que “frente a la adversidad, todos ponen”. Si se exime del ajuste a grupos por el motivo que sea (contactos políticos con el gobierno, afinidad ideológica, grandes consumidores, grandes empresas, sectores y/o grupos sensibles a la vista de la población o los medios de comunicación, etc.) y el diseño de la reforma no se percibe como equitativo, se pierde legitimidad se genera frente a los usuarios y se genera descontento que grupos opositores pueden usufructuar con fines políticos para generar resistencias y presiones en contra de las reformas.
Por otro lado, como advertía Daiana Molero en 2022, por más que la reforma sea correcta y equitativa, para llevar a cabo grandes reformas es imprescindible asumir que ciertos actores y segmentos de la opinión pública “igual no te van a querer”. Resulta clave tener firmeza para gobernar sin depender del humor social de corto plazo, resistiendo la tentación de mirar permanentemente por la ventana para ver que ocurre en la plaza, y mantener el rumbo hasta que se perciban los beneficios de la reforma.
En términos institucionales y operativos sin sistemas interoperables fiables (RESEF–ANSES–SINTyS–reguladores) y procedimientos claros para reclamos y recategorización, los errores de inclusión/exclusión serán numerosos y políticamente costosos. Los intentos de implementar sistemas de cruzamientos de datos entre distintas fuentes públicas y privadas de manera eficiente y útil fracasaron una y otra vez frente a la poca estandarización de las fuentes de datos, la incompatibilidad de los sistemas, y la desconfianza de los distintos responsables frente al uso de la información y agendas personales.
A nivel técnico, soluciones híbridas o regímenes con solapamientos (múltiples padrones y criterios) perpetúan distorsiones y dificultan el control fiscal. Topes sin límites de volumen o reglas poco transparentes preservan tarifas residuales que no reflejan los costos reales de la energía y generan señales de precios incorrectas con consumos ineficientes. En principio, la propuesta del nuevo esquema de SEF se ocupa por sobre todas las cosas de comenzar a resolver este tipo de riesgo técnicos. Aun así, persistirán casos como los beneficios por Zona Fría, dispuestos por la Ley N° 27.637, cuya reestructuración (o preferiblemente, su eliminación) dependen de la sanción de una nueva LEY o la firma de un Decreto.
No ocuparse oportuna y apropiadamente de estos riesgos puede llevar a que buenas reformas queden a medias o se reviertan completamente, tal como ocurrió en 2016-2019. Mitigar estos riesgos no solo exige convicción técnica, sino su combinación con resiliencia comunicacional y política a partir de un liderazgo nítido y sostenido que cuide a los equipos que llevan a cabo su implementación. La propuesta, como decíamos, es un gran primer paso en la dirección correcta.
El verdadero desafío: separar la política energética de la política social
En concreto, la política de subsidios debería priorizar la sustitución gradual de los subsidios en forma de descuentos generalizados por transferencias monetarias incondicionales a hogares pobres identificados por ANSES/SINTyS. Este tipo de transferencias monetarias entregan dinero a los beneficiarios sin condiciones, permitiendo que ellos decidan en qué gastarlo, lo que suele ser más eficiente y empoderante que los descuentos.
Una transferencia monetaria incondicional permite que cada hogar priorice sus necesidades como crea conveniente destinando la ayuda a solventar otros gastos (alimentación, salud, educación, alquiler, entre otros), sin que ello represente un riesgo de ningún tipo para el sistema energético, tal como lo demuestra la evolución de los índices de incobrabilidad observados durante la experiencia de normalización 2016-2019, y la más reciente desde diciembre de 2023, con cambios insignificantes y nunca por encima del 3,9%. Que no exista trazabilidad sobre el uso específico de una transferencia directa en energía, no representa ningún problema.
En todo el mundo, la gente tiende a preferir subsidios energéticos universales. Lamentablemente, Argentina no es diferente. Esta preferencia se debe en parte a la existencia de ideas erróneas sobre su costo, su impacto social y el impacto medioambiental de esta política. Por ejemplo, la mayoría de la gente no es demasiado consciente de que aun cuando el costo de la energía se encuentre subsidiado, no es gratuito, se paga a través de impuestos. Sin embargo, también es cierto que cuando se explica que el mayor costo de los subsidios a la energía implica mayores impuestos, y que tiende a ser pro-ricos, el apoyo a dicho tipo de subsidios baja considerablemente.
Al mismo tiempo, la gente tiene una percepción equivocada sobre la eficacia de las transferencias directas. En este contexto, el relato oficial debe mostrar en forma honesta que las reformas buscan mayor eficiencia y justicia redistributiva, con un correlato claro y justificado en la reasignación de recursos hacia otros fines. La experiencia en distintos países muestra que las transferencias directas pueden ser en sí mismas una herramienta para aliviar la oposición que despiertan las reformas. Junto con su rol dentro de la política social de redistribución, las transferencias directas ayudan a mitigar el impacto del incremento de los costos para los hogares, facilitando que las tarifas reflejen correctamente los costos reales de la energía y preserven las señales de precios que incentivan el uso eficiente de la energía. De esta forma las transferencias directas cumplen también un rol en la reducción de emisiones de gases de invernadero, ayudando en la transición hacia una economía más verde para mitigar el cambio climático.
El SEF representa una oportunidad concreta para corregir finalmente las distorsiones acumuladas en el sistema energético argentino. Si el Gobierno logra combinar disciplina fiscal, coordinación institucional y una política social moderna basada en transferencias directas, esta reforma puede convertirse en un punto de inflexión que ordene el sector, fortalezca la protección a los hogares vulnerables y permita reasignar recursos públicos hacia prioridades de desarrollo. Solo así esta vez sí será diferente.
(*) Economista y Managing Partner de EconLogic Consulting, con más de 20 años de experiencia en regulación, energía y finanzas.
“Queremos que las ayudas se encuentren ya publicadas en enero, el plazo de presentación de solicitudes será más limitado que en convocatorias pasadas ya que las tenemos que resolver antes de agosto de 2026. Es un reto para nosotros”, expresó Carmen López Ocón, directora de Energías Renovables y Mercado Eléctrico del IDAE, al confirmar que el organismo activará una nueva batería de convocatorias para almacenamiento, renovables y cadena de valor industrial, en la recta final del Plan de Recuperación, Transformación y Resiliencia (PRTR), cuyo plazo culmina en agosto de 2026.
Se pondrán en marcha líneas específicas para bombeo hidroeléctrico, repotenciación de parques eólicos y centrales hidroeléctricas con almacenamiento, renovables innovadoras que incluye autoconsumo colectivo con almacenamiento y consumidores vulnerables e integración de renovables en infraestructuras existentes con almacenamiento y cadena de valor renovable para fabricación de equipos y componentes de tecnologías limpias y también soluciones térmicas como redes de calor y frío y sustitución de combustibles fósiles por renovables, todas con ejecución bajo un calendario exigente y ajustado.
“A corto plazo, en líneas de almacenamiento, exclusivamente va a salir una segunda convocatoria para bombeo”, anunció López Ocón, al destacar su valor por aportar gran capacidad de almacenamiento y seguridad y flexibilidad al sistema sin generar emisiones.
La repotenciación de instalaciones renovables será otro eje central del paquete, que podrá incluir o no sistemas de almacenamiento. “Vamos a sacar un presupuesto aproximado de 300 millones de euros, que se distribuirá entre dos programas uno para repotenciación eólica y otro de renovación tecnológica y medioambiental de minicentrales hidroeléctricas”, precisó López Ocón. Esta medida apunta a modernizar activos existentes y maximizar el uso de infraestructuras ya desplegadas, que, según la directora, “será una de las que lleve mayor dotación económica y donde puede haber mayor demanda”.
En paralelo, el IDAE lanzará otra convocatoria específica para renovables innovadoras, que contará con diferentes programas entre los que se encuentra el de autoconsumo colectivo con almacenamiento con participación de consumidores vulnerables, un programa con un enfoque social, y otros como integración de renovables con almacenamiento en infraestructuras existentes.
Además, el IDAE prepara una convocatoria específica para equipos de gestión de la demanda, que salió a consulta pública previa antes del verano y la previsión es que salga avanzado el 2026. Esta línea busca dinamizar un segmento emergente, considerado estratégico para mantener el equilibrio del sistema eléctrico ante el crecimiento de la generación renovable.
Impulso a la cadena de valor y producción nacional
La estrategia se completa con una nueva orden de ayudas orientada a reforzar la industria nacional de tecnologías limpias. “Resolvimos una primera convocatoria de ayudas de cadena de valor renovable en junio de este año, pero ahora vamos a sacar un nuevo programa de ayudas que amplía mucho el alcance respecto al anterior, al estar incluido en el nuevo marco de ayudas estatales del Pacto por una Industria Limpia”, explicó. Esta línea financiará la fabricación de equipos y componentes para tecnologías renovables, tecnologías de red eléctrica, baterías, electrolizadores, etc.
“El objetivo es reforzar la autonomía estratégica española y europea incentivando la fabricación de equipos y componentes en el territorio nacional, también para las tecnologías de almacenamiento”, subrayó López Ocón, en línea con los objetivos del Reglamento de la Industria Neta Cero impulsado por la Unión Europea.
Regiones con mayor volumen de proyectos: Castilla-La Mancha, Andalucía, Aragón y Galicia.
Empresas líderes: Iberdrola, Endesa, Acciona Energía, Capital Energy, Grenergy, Naturgy y Greenalia.
Tipos de proyectos: sistemas de almacenamiento hibridados (principalmente solar fotovoltaica y también eólica), además de instalaciones de baterías independientes, almacenamiento térmico y bombeos.
Objetivo estratégico: mejorar la flexibilidad del sistema, reducir emisiones y facilitar la integración de energías renovables en todo el país.
“Vamos a seguir trabajando a lo largo del próximo año con estos programas de ayudas que hemos comentado y algunos otros más que no he mencionado … unas ayudas que contribuirán a seguir avanzando en la descarbonización de nuestro sistema energético y de nuestra economía, pero también para la competitividad ide nuestras industrias y nuestras empresas”, concluyó la directora de Energías Renovables y Mercado Eléctrico del IDAE en la mesa redonda “Cómo rentabilizar el almacenamiento en un escenario de baja demanda”,durante el congreso organizado por APPA Renovables, donde Energía Estratégica estuvo presente.
La Secretaría de Energía de Argentina avanza en el pliego de licitación del proyecto AMBA I, la primera gran obra de transmisión eléctrica que será ejecutada bajo un nuevo esquema de concesión al sector privado, sin financiamiento estatal.
“Esperamos lanzar la licitación durante el primer cuatrimestre del año próximo”, anticipó la secretaria de Energía de la Nación, María Tettamanti, en diálogo con Energía Estratégica durante un evento organizado por la Cámara de Generadores y Cadena de Valor de las Energías Renovables (CEA).
La obra forma parte de un ambicioso paquete de inversiones que redefinirán la infraestructura energética del país. AMBA I contempla más de 500 kilómetros de líneas de alta tensión, que reforzarán la capacidad de abastecimiento del Área Metropolitana de Buenos Aires, donde se concentra cerca del 40% de la demanda eléctrica nacional.
“Todavía no hicimos evaluaciones sobre cuánto costará la obra”, señaló Tettamanti. No obstante, la funcionaria asegura que será financiada en su totalidad por el sector privado, como parte del nuevo modelo de concesión.
A diferencia de esquemas anteriores, el régimen actual traslada la inversión, construcción, operación y mantenimiento de las obras al capital privado. En este sentido, no se destinarán recursos públicos al desarrollo de los proyectos, y el retorno económico se realizará vía tarifa.
El oferente que se adjudique el proyecto recuperará su inversión únicamente una vez que la obra esté concluida y operativa. A partir de allí, se prevé un ingreso tarifario proveniente de los usuarios del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) que se beneficien con la nueva infraestructura.
Además, una vez vencido el período de operación y mantenimiento, se proyecta que el concesionario transfiera las instalaciones al Estado Nacional a valor cero, y su administración podrá ser reasignada al transportista correspondiente.
“Estamos trabajando con apoyo del Banco Interamericano de Desarrollo para hacer el proceso exitoso. El acompañamiento del BID se concentra especialmente en el diseño de las garantías y en los puntos clave del pliego, con el objetivo que resulte atractivo y fiable para el sector privado”, sostiene Tettamanti, quien remarcó que la prioridad es generar las condiciones adecuadas para que los inversores participen del proceso con previsibilidad.
“Los organismos internacionales podrían apoyar con las garantías, ver cuáles son necesarias”, planteó la secretaria de Energía, dando cuenta de la articulación con entidades que ya tienen experiencia en proyectos de infraestructura energética a gran escala.
“Se están diseñando todos los instrumentos necesarios para que el sector privado vea fiable el pliego”, asegura Tettamanti, quien remarcó que la prioridad es generar las condiciones adecuadas para que los inversores participen del proceso con previsibilidad.
Obras estratégicas en marcha
La apertura de esta primera licitación en el marco del nuevo régimen marcará un hito en la historia reciente de la infraestructura eléctrica argentina, que hasta ahora dependía casi exclusivamente de fondos estatales o multilaterales para su expansión.
Con AMBA I como punta de lanza, el Gobierno apunta a abrir una etapa de modernización de la red de transmisión, con actores privados al frente de los proyectos y el foco puesto en mejorar la confiabilidad del sistema y habilitar mayor generación renovable.
¿Por qué? AMBA I es una de las tres obras seleccionadas por la cartera energética a mediados de 2025 como parte del plan de licitaciones para concesión privada. Las otras dos son:
La línea 500 kV Río Diamante – Charlone – O’Higgins, que permitirá evacuar generación renovable desde la región de Cuyo y parte de la generación de COMAHUE; y la línea 500 kV Puerto Madryn – Choele Choel – Bahía Blanca, que mejorará la integración de la Patagonia al sistema troncal.
Estas iniciativas forman parte del megaplan de 16 obras prioritarias, que implican más de 5600 kilómetros de líneas en 132 y 500 kV, diseñadas para aliviar cuellos de botella, evitar cortes y robustecer el Sistema Argentino de Interconexión (SADI).
Sungrow, uno de los fabricantes líderes en soluciones de electrónica de potencia para energías renovables, está profundizando su posicionamiento en Latinoamérica con una apuesta firme por el almacenamiento energético. En el marco del evento FES Southern Cone 2025, la compañía presentó avances clave en su portafolio de proyectos, incluyendo el sistema PowerTitan 3.0, y proyectó un fuerte crecimiento en países estratégicos como Chile, México y Perú.
Gonzalo Feito, director de la Región Andina, explica cómo la compañía logró consolidar 10 GWh en Chile, anticipa la expansión comercial en el resto de América Latina y reflexiona sobre los desafíos tecnológicos que marcarán el futuro del almacenamiento.
— Chile ha sido históricamente un mercado clave para la compañía. ¿Qué balance hacen en materia de almacenamiento?
— Entramos a Chile en 2018 con inversores solares, pero a partir de 2020 comenzó a crecer fuertemente el interés por el almacenamiento. Hoy ya acumulamos 10 GWh en el país, de los cuales 3,1 GWh están en operación (COD), 3 GWh en comisionamiento y 4 GWh están garantizados para el primer trimestre de 2026.
— ¿Qué explica ese crecimiento tan acelerado?
— Formamos parte desde el inicio del desarrollo de esta tecnología en el país. No solo llegamos temprano, sino que armamos un equipo técnico muy fuerte para acompañar a los clientes y formarlos. Eso nos abrió la puerta para participar en el primer gran proyecto de almacenamiento de Chile, de 640 MWh.
— Uno de los proyectos destacados está ubicado en el norte. ¿Qué características tiene?
— Es actualmente el desarrollo solar más grande de nuestro portafolio regional. Integra 2000 MWh de almacenamiento y se va a hibridar con una ampliación solar de 2600 MWh. Está ubicado en el desierto de Marialena y se encuentra en proceso de entrega.
— Mirando hacia 2026, ¿cuáles son las expectativas comerciales en Chile?
— Esperamos suministrar al menos 6 GWh en el país. Ya tenemos 4 GWh firmados y seguimos avanzando con otros proyectos en desarrollo.
— Más allá de Chile, Sungrow ha avanzado fuerte en otros países de la región. ¿Cuáles concentran hoy la mayor atención?
— Perú, donde tenemos ya garantizados 900 MWh para el año que viene. Colombia, con una operación estable de 500 MWh anuales. Y México, que creemos que será la próxima gran potencia del sector renovable.
— ¿Por qué México? ¿Qué señales están viendo?
— Porque hay una necesidad real de participación privada. El sistema está bastante debilitado y vemos que los famosos trámites fast-track están empezando a implementarse con seriedad. Además, los socios locales ya están yendo al mercado con propuestas concretas, con mucho más optimismo que en años anteriores.
— ¿Y cómo está evolucionando Centroamérica?
Muy activo. Guatemala y Honduras están fuertes, tanto en solar como en almacenamiento. También cerramos un proyecto muy importante en República Dominicana, luego de participar en un evento del sector.
— Más allá de los números, su carrera dentro de Sungrow también es una historia de expansión. ¿Cómo fue ese recorrido personal?
— Soy ingeniero electrónico industrial. Empecé en 2008, instalando tableros eléctricos mientras estudiaba. Estuve cinco años en una empresa pequeña y luego pasé por varios fabricantes de electrónica de potencia en España. Entré a Sungrow como Country Manager de Chile y Argentina, luego sumé Colombia, el Caribe y toda América hispanohablante, menos Brasil.
— ¿Qué representa Sungrow en su carrera?
— Siempre dije que entrar a Sungrow fue como llegar al Real Madrid de los fabricantes. Era la empresa a la que aspiraba llegar por su escala, su potencial y su capacidad tecnológica. Sentía que estaba entrando en una liga mayor, con desafíos reales y muchas oportunidades. Fue un crecimiento muy natural, pero también muy trabajado: tomé cada oportunidad con compromiso y poco a poco fui sumando más responsabilidades.
— Hoy lidera múltiples áreas dentro de la compañía. ¿Qué es lo que más disfruta de ese rol?
— Ventas, operaciones, marketing, legal. Lo que más disfruto es el área comercial. Las ventas me encantan. Hay una energía que solo me da eso.
— Tecnológicamente, ¿cuáles son los desafíos más importantes que enfrenta el sector del almacenamiento?
— El mayor desafío es hacerlo más competitivo, como pasó con el solar. Tenemos que aumentar la densidad energética, mejorar la performance, la eficiencia y mantener la calidad. Pero lo vamos a lograr. El solar antes era carísimo, y hoy es la fuente más barata. Con las baterías va a pasar lo mismo.
— ¿Cómo responde Sungrow a esa exigencia desde el desarrollo de producto?
— Este año lanzamos el PowerTitan 3.0 en Chile. Es una solución modular para grandes escalas, con altos estándares de seguridad, eficiencia y facilidad de instalación. Refuerza nuestra propuesta tecnológica y responde a las necesidades reales del mercado.
— ¿Tienen actividades previstas en el corto plazo para reforzar esa propuesta?
— Este 11 de diciembre tenemos un evento virtual en el que vamos a presentar más detalles técnicos y comerciales sobre nuestros productos y avances en la región. Es una oportunidad para profundizar el vínculo con nuestros socios y mostrar cómo estamos acompañando el crecimiento del mercado.
Risen Energy, históricamente reconocido como uno de los grandes fabricantes de módulos fotovoltaicos, está ampliando su estrategia en Europa con un fuerte impulso hacia el negocio del almacenamiento energético. Durante GENERA 2025, el evento clave del sector en España, la compañía mostró su nueva línea de baterías para los segmentos residencial, comercial, industrial y utility scale.
En diálogo con Energía Estratégica,Andrés Pinilla Antón, director de almacenamiento para Europa y Latinoamérica, detalla por qué España será uno de los motores del almacenamiento en 2026, analiza la evolución del mercado y explica cómo Risen busca diferenciarse en un entorno cada vez más competitivo.
Andrés, para comenzar ¿Qué productos nuevos están presentando este año desde Risen Energy?
Risen Energy está ampliando significativamente su enfoque hacia el almacenamiento, manteniendo al mismo tiempo una posición sólida en el negocio fotovoltaico. Este año presentamos nuevos sistemas para los segmentos residencial, comercial-industrial y utility, reforzando una estrategia donde el almacenamiento toma un rol cada vez más importante junto a nuestra oferta de módulos.
¿A qué segmentos están apostando?
Venimos con soluciones enfocadas al almacenamiento comercial e industrial. Mantenemos nuestro equipo de 100 kW y 215 kWh, pero presentamos uno nuevo, un poco más robusto, con 125 kW y 261 kWh, ya con salida a 400 V, ideal para integrarse en sistemas de autoconsumo, fábricas o instalaciones industriales.
¿En qué momento del mercado se da este lanzamiento?
Hasta ahora, venimos de muchos meses de cotizaciones con el objetivo de tantear el mercado, correr modelos financieros y ver si cierran los números. Todo indica que 2026 será un año clave para el almacenamiento en Europa, y creemos que ahí estará el gran despegue.
¿A qué se debe tanto entusiasmo?
Principalmente, los datos del mercado español. En 2025 ya acumulamos más de 800 horas con precios cero o negativos, lo que golpea fuerte a muchos nodos que están “achicharrados” de tanto curtailment. Hay proyectos que ya no son bancables sin almacenamiento. El almacenamiento deja de ser opcional y se vuelve un “sí o sí”.
Hay una sensación compartida de que habrá más volumen de negocio…
Muchos lo ven como una vía de salida: hibridar sus proyectos para volver a hacerlos viables. Las tramitaciones de hibridación en España llevan entre 18 y 24 meses, por eso los actores que lo vieron venir ya iniciaron en 2022 o 2023. Ahora están llegando a su RTB, y es el momento de empezar a comprar.
¿Y cómo va a jugar Risen?
No queremos solo vender un producto de almacenamiento. Apostamos por ofrecer todo el ecosistema, una solución global.
¿Me explica el modelo?
Si sos un cliente final, te ayudamos desde la elección del sistema, pasando por EPCistas, convertidores, media tensión, EMS, hasta dos puntos clave: route to market y financiación. Queremos que el cliente sepa quién le va a operar su batería, y cómo va a exprimir hasta el último euro de rentabilidad.Tenemos partners interesados en invertir. El desafío es armar bien el modelo, los presupuestos, entender cómo hacer revenue stacking. Pero hay ganas de poner dinero si la propuesta está bien construida.
¿Esta vez es en serio?
El año pasado muchos estaban explorando. Hoy el cambio es claro: ya no es un tema de precios ni de tecnología. Las celdas que se usan —como la de 280Ah para comercial-industrial o la de 314Ah para contenedores de 5 MWh— están hiperprobadas. El foco ahora es quién entrega antes. Los cuellos de botella están más en los transformadores de media tensión, que demoran hasta 30 semanas, no en los contenedores.
Hablas de tiempos de entrega, ¿qué plazos puede asegurar desde Risen?
Podemos garantizar 14 semanas FOB desde fábrica. Luego, el transporte marítimo depende del destino, pero estamos bien. Lo que suele retrasar los proyectos es el transformador de media tensión, donde los proveedores están dando plazos de 26 a 30 semanas.
¿Y en medio de esta urgencia, qué espacio buscan ocupar?
Nos estamos enfocando en el programa FEDER. Cerramos un acuerdo con un socio estratégico local en España que nos permitirá entregar desde el primer trimestre de 2026 a los proyectos que ya están en fase RTB. Lo haremos con un modelo de integración local: nosotros suministramos los módulos y componentes clave, y nuestro partner se encarga del ensamblaje, pruebas y despacho.
¿Qué tamaño tienen los proyectos en los que quieren jugar?
Tenemos capacidad para abordar proyectos de diferentes escalas, tanto en el segmento comercial-industrial como en utility. Gracias a la modularidad de nuestras soluciones, podemos adaptarnos al tamaño y a las necesidades de cada cliente. Nuestro enfoque es competir aportando valor con soluciones completas, donde el servicio, la integración y el soporte son clave.
¿Y qué está pasando con el mercado de módulos? ¿Sigue siendo rentable?
Hoy el mercado de módulos atraviesa una etapa de fuerte presión en precios. Esto viene impulsado por el exceso de capacidad en China y por el impacto de los aranceles. Con la salida progresiva de algunos actores menos sólidos financieramente, esperamos un reordenamiento del mercado hacia un entorno más estable.
Entre comercial-industrial y utility, ¿dónde ven más movimiento hoy?
En comercial-industrial, la toma de decisión es mucho más rápida. Tenemos stock en Rotterdam y podemos entregar en 2–3 semanas. El volumen es menor, pero los contratos se cierran con mayor agilidad. En utility, en cambio, hay un análisis más profundo, donde entran en juego las garantías, el rendimiento y los tiempos de respuesta.
¿Y cómo están viendo los retornos en ambos casos?
En comercial-industrial se busca recuperar la inversión en menos de 5 años, y se está logrando. En utility, las economías de escala permiten mejorar aún más los retornos.
En ese contexto, donde los precios siguen siendo clave, ¿qué están viendo con el litio?
En los últimos 12 días subió más de un 10%, pero no es como el silicio para los módulos. No va a impactar igual. Tal vez tengamos una estabilización momentánea, pero esperamos que los precios sigan bajando, más por eficiencia y competencia que por materias primas.
Con ese panorama, ¿qué necesita tener una solución para destacarse?
Mayor densidad energética, más capacidad en menos espacio, y modularidad. Contenedores de 20 pies con más kWh, que se transporten fácil. Ese es el camino para reducir el euro por kilovatio hora, que sigue siendo la métrica clave.
Proyectando a futuro, ¿qué te gustaría que haya pasado al cerrar 2026?
Primero, que el mercado de capacidad esté operativo, aunque sabemos que será agnóstico tecnológicamente y parte se la llevará el gas. Segundo, que el mercado de flexibilidad arranque, y tercero, que haya gestión de la demanda real: que las baterías participen tanto desde la generación como desde el consumo.
Con una oferta integral, alianzas estratégicas en España y una clara apuesta por soluciones modulares y eficientes, Risen Energy se posiciona para capturar una parte clave del mercado de almacenamiento que, según sus propias proyecciones, explotará en 2026. Para Andrés Pinilla Antón, la oportunidad está en entender que el valor no está solo en la batería, sino en cómo se gestiona, se financia y se integra en un ecosistema cada vez más exigente.
Con origen en Suecia, Capture Energy se ha expandido rápidamente en el norte de Europa gracias a su propuesta integral de almacenamiento y su capacidad de conectar baterías a los mercados de flexibilidad. Ahora, la firma apuesta por el sur del continente. En conversación exclusiva con Energía Estratégica durante Genera 2025, Daniel Boluda, director regional para el sur de Europa, explica cómo piensan replicar ese modelo en España, Portugal e Italia, qué oportunidades encuentran en Latinoamérica y cuáles son sus metas de instalación para 2026.
Daniel, para comenzar, ¿cómo describes Capture Energy para quienes aún no la conocen?
Capture Energy es una empresa de almacenamiento nacida en los países escandinavos. Lo que la hace distinta es su enfoque integral: no solo provee la batería, sino también todos los servicios que giran a su alrededor. Hablamos de financiación, instalación, operación y, especialmente, la conexión con los mercados de balance energético. La idea es acompañar al cliente para que pueda obtener ingresos por flexibilidad, no solo ahorrar con el arbitraje horario. Esto aplica tanto para grandes instalaciones como para industrias o comercios que tengan consumos importantes.
¿Y por qué crees que ese diferencial es tan relevante en el sur de Europa hoy?
Porque en muchos casos, el cliente recibe solo el hardware y después queda solo. Lo que nosotros buscamos es que incluso una empresa que tenga, por ejemplo, una fábrica o una granja, pueda usar su batería no solo para autoconsumo, sino también para participar activamente en la red. Es decir, ayudar a regular frecuencia, tensión o potencia. Eso ya ocurre en los países nórdicos y va a pasar en el sur también. España, por ejemplo, todavía no tiene ese mercado del todo abierto, pero va en camino. Es el momento justo para estar ahí.
Su trayectoria venía muy ligada a grandes empresas tecnológicas, ¿qué lo motivó a sumarse a este proyecto?
Venía de otras compañías, donde ya trabajábamos con soluciones comerciales e industriales. Pero este proyecto tenía algo que me atrajo especialmente: la posibilidad de emprender dentro de una empresa joven, con una propuesta que ya funciona y con muchísimo dinamismo. Es muy motivador arrancar algo nuevo, pero sabiendo que hay un modelo probado detrás. Se juntaron las ganas de hacer cosas distintas con una empresa que tiene la energía para hacerlo en un mercado nuevo.
¿Dónde se fabrican los sistemas que ofrecen?
Tenemos dos líneas de baterías. Una con componentes locales fabricados en Polonia y otra con alternativas en China. Además, la unidad controladora que permite conectar la batería a los mercados de flexibilidad se hace íntegramente en Suecia. También desarrollamos nuestro propio software, que se integra con plataformas de agregadores y optimizadores. Todo ese sistema en la nube está basado en Suecia. Es una solución completamente integrada.
¿Con qué se encontraron cuando empezaron a presentar esta propuesta en el mercado español?
Algo muy interesante: muchos actores del sector industrial y comercial aún no conocen que se puede ganar dinero con una batería más allá del arbitraje de precios. Los servicios de flexibilidad todavía son muy desconocidos para la mayoría. Pero eso, lejos de ser un problema, es una oportunidad. Si sos el primero en explicar esto y hacerlo funcionar, ganas terreno. El mercado está muy activo. España está en plena transformación, y lo mismo vemos en Portugal e Italia, que son los primeros países donde vamos a enfocarnos.
¿Y por qué eligieron empezar por España, Portugal e Italia?
Porque son mercados donde el almacenamiento ya está creciendo, pero aún no se explotó el potencial de la flexibilidad. Son países que están comenzando a regular estas figuras, como los agregadores. Cuando se habilite esa estructura, el boom va a ser enorme. Nuestro objetivo es estar preparados antes de que eso pase, como ya ocurrió en el norte de Europa.
En ese camino, ¿cuál es el perfil de proyecto que más les interesa?
Trabajamos tanto en el segmento comercial-industrial como en el utility-scale. En este último estamos desarrollando proyectos de distintas escalas, incluyendo algunos que superan los 150 MWh, aunque nuestro sweet spot está en soluciones por debajo de los 50 MWh, que suelen quedar fuera del radar de los grandes fabricantes. Y en el segmento comercial-industrial trabajamos con proyectos desde los 500 kW hasta los 10 MWh, pensados principalmente para autoconsumo con posibilidad de conexión a red. Ahí hay mucho por hacer y es donde vemos un gran dinamismo en la región.
¿Cómo están trabajando el aspecto del contenido local y la cadena de valor europea?
Muchos programas de ayudas, como los gestionados por el IDAE, exigen que ciertos componentes estén fabricados en Europa. Nosotros hoy ya tenemos una solución con “6 puntos” de contenido local, con todo fabricado en Polonia. Esto es muy valioso, porque hay proyectos que lo piden desde el inicio. Tener esa capacidad ya disponible nos permite sumar puntos y estar listos para los proyectos que lo requieren.
De cara al futuro, ¿están mirando hacia otros mercados fuera de Europa?
Sí. Latinoamérica es un objetivo claro. Todavía no tenemos presencia directa, pero ya estamos analizando proyectos en Brasil, aprovechando los contactos que tenemos desde nuestra base en España. La idea es que, una vez consolidada la operación en el sur de Europa, podamos desembarcar rápido en América Latina. Vemos mucho potencial allí también.
Y mirando al 2026, ¿qué metas concretas se plantean?
Este año ha sido de preparación, llevamos apenas tres meses operando. Pero en 2026 queremos haber alcanzado al menos 100 MWh instalados entre proyectos industriales y de utility de tamaño medio. Es un objetivo que vemos completamente posible por el tipo de soluciones que ofrecemos y el interés del mercado. No solo hablamos de entregar baterías, sino de generar ingresos adicionales para el cliente.
Desde una perspectiva personal, ¿qué te gustaría haber conseguido cuando llegue el momento de hacer balance en 2026?
Más allá de los números, me gustaría haber ayudado a construir un ecosistema sólido en España, Portugal e Italia. Que Capture Energy esté presente en segmentos clave, pero sobre todo, que tengamos un equipo motivado, que sienta que esto está creciendo, que valga la pena el viaje que estamos haciendo juntos. Si logramos eso, ya sería un gran éxito.
La estrategia de Capture Energy se apoya en la flexibilidad como eje, con un modelo probado en el norte de Europa y ahora en plena etapa de expansión hacia el sur del continente. Con el foco puesto en mercados emergentes, soluciones integrales, y un equipo comprometido, la compañía se prepara para llegar a Latinoamérica y alcanzar los 100 MWh en instalaciones hacia 2026.
La Comisión Europea publicó el nuevo “Paquete de Redes”, que incluye propuestas legislativas y documentos no vinculantes orientados a impulsar la inversión en infraestructuras eléctricas, acelerar los procesos de autorización y coordinar la planificación de la red a escala de la Unión Europea.
El paquete incluye:
Comunicación del Paquete de Redes (aquí)
Enmiendas sobre Permisos (aquí)
Enmiendas al Reglamento TEN-E (aquí)
Guía de Conexión a Red (aquí)
Guía sobre Contratos por Diferencias (CfD) (aquí)
Teresa Ribera, vicepresidenta ejecutiva para la Transición Limpia, Justa y Competitiva, declaró: “El Paquete Europeo de Redes es más que una política. Representa nuestro compromiso con un futuro inclusivo, donde cada región de Europa pueda beneficiarse de la revolución energética: energía limpia más barata, menor dependencia de combustibles fósiles importados, suministro seguro y protección frente a la volatilidad de precios. Simboliza nuestra determinación de superar desafíos a través de la unidad, ofreciendo una verdadera respuesta europea a un reto de magnitud europea”.
Dan Jørgensen, comisario de Energía y Vivienda, afirmó: “Un sistema energético verdaderamente interconectado e integrado es la base de una Europa fuerte e independiente. Para lograrlo, necesitamos una infraestructura moderna de cables, tuberías y redes totalmente interconectadas, que permita que la energía limpia, asequible y producida en Europa fluya de manera segura a todos los rincones de la Unión. Esto es exactamente lo que proponemos hoy: un proyecto energético común europeo que respalde la asequibilidad, la competitividad económica, la seguridad y la descarbonización”.
Mientras SolarPower Europe continúa analizando el paquete, la organización emitió la siguiente declaración inicial:
Walburga Hemetsberger, directora ejecutiva de SolarPower Europe, señaló: “La Guía de Conexión a Red es el punto más destacado del paquete: va directo al problema. Ahora los Estados miembros tienen instrucciones claras sobre cómo diseñar reglas eficaces para conectar proyectos compatibles con la red, como las instalaciones híbridas solar + almacenamiento, y sobre cómo remunerar a los usuarios de acuerdos de conexión flexibles. Esta publicación ayudará a Europa a aprovechar mejor la infraestructura de red existente.
La Comisión Europea también ha dado el paso largamente esperado de introducir legislación específica de permisos para sistemas de almacenamiento energético. Esto permitirá conectar más rápidamente baterías, ya sea como plantas híbridas con solar o como instalaciones independientes. Es un avance crucial para multiplicar por diez la capacidad de almacenamiento en baterías en Europa hacia 2030.
Instamos a los colegisladores a mantener estas enmiendas enfocadas en los permisos. Ajustes específicos son positivos porque refuerzan el impacto previsto de la legislación original. Pero revisar el texto legal más allá de esa mejora puntual sería poco acertado. Las energías renovables necesitan, por encima de todo, certidumbre jurídica a largo plazo y una implementación efectiva.
La enmienda al TEN-E crea una nueva y esperada gobernanza para la planificación de redes a nivel europeo. Por primera vez, la Comisión Europea será responsable de garantizar que la planificación transfronteriza esté alineada con los objetivos climáticos y energéticos de la UE.
No obstante, falta el foco esencial en los operadores de redes de distribución (DSO). Estos operadores pueden reducir inmediatamente la presión sobre la red al gestionar cuándo se consume y vierte energía de manera óptima. Necesitan ser remunerados por incorporar flexibilidad —como la respuesta a la demanda— y por implementar soluciones no basadas en infraestructura tradicional, que pueden desplegarse más rápido que costosas ampliaciones de red.”
Notas
En cuanto a los próximos pasos, las enmiendas relativas a permisos y planificación (TEN-E) seguirán el proceso legislativo ordinario antes de su adopción, mientras que la comunicación y las guías no son legislativas y servirán para orientar el trabajo futuro de la Comisión Europea y de los Estados miembros.
Los acuerdos de conexión flexible se basan en que los usuarios de red acepten utilizar la conexión solo cuando haya capacidad disponible. En situaciones de congestión —por exceso de energía— el usuario deja de cargar o descargar de la red.
Resumen de los elementos del paquete
Enmiendas sobre Permisos
Hacen más difícil que los gobiernos designen zonas prohibidas para renovables.
Aceleran la concesión de permisos territoriales para almacenamiento independiente y la hibridación de plantas renovables con baterías.
Obligan a crear una plataforma digital para trámites de permisos.
Enmiendas al TEN-E
Establecen un escenario central de la UE para la planificación de redes de electricidad e hidrógeno.
Prioriza el principio de Eficiencia Energética Primero.
Guía de Conexión a Red
Reconoce la necesidad de transparencia, digitalización y flexibilidad en todos los niveles de tensión.
Enfatiza los sistemas híbridos, el almacenamiento y los proyectos compatibles con la red.
Sugiere introducir tarifas dinámicas y tarifas según horario (time-of-use).
Próximos pasos
Las propuestas legislativas pasarán ahora al Parlamento Europeo y al Consejo bajo el procedimiento legislativo ordinario. En paralelo, la Comisión seguirá trabajando con los Estados miembros y actores relevantes para implementar proyectos energéticos transfronterizos estratégicos, tal como se recoge en la segunda lista de Proyectos de Interés Común y Proyectos de Interés Mutuo. Esta cooperación será clave para desplegar rápidamente la iniciativa de los Corredores Energéticos, así como para acelerar permisos para proyectos de energías renovables, almacenamiento y puntos de recarga.
S-5! ha adquirido ESS Group Engineering Technical Center, una firma española de ingeniería, y ha inaugurado una nueva planta de manufactura en el norte de España. Esta expansión fortalece la capacidad de la compañía para suministrar soluciones de fijación solar y retención de nieve en toda Europa con mayor eficiencia y alineación regional, respaldando la creciente demanda y la expansión de su red de distribuidores en el continente.
Fundada en 2011, ESS Group Engineering Technical Center tiene experiencia especializada en fabricación de metal estampado y troquelado progresivo, particularmente en los sectores automotriz y aeronáutico. La adquisición añade un nivel significativo de capacidad de ingeniería a las operaciones europeas de S-5! y refuerza el liderazgo de larga trayectoria de la compañía en el diseño y la manufactura de anclajes para cubiertas metálicas. La operación en España ahora operará bajo el nombre ES5.
“Esta adquisición mejora nuestra capacidad de apoyar a los clientes en toda la Unión Europea”, comentó Rob Haddock, CEO y fundador de S-5!.
“ES5 aporta una profundidad técnica que se alinea con los requisitos de nuestros productos y con la filosofía de nuestra empresa. Al combinar sus capacidades con el modelo de manufactura comprobado de S-5!, podemos producir cerca de los usuarios finales, mejorar los tiempos de entrega y ofrecer un soporte regional más sólido sin comprometer los estándares en los que confían nuestros clientes”, agregó.
Los antiguos directivos de ESS conservarán participación accionaria y continuarán liderando las operaciones diarias en la planta del entorno de Bilbao, garantizando continuidad técnica y una transición eficiente. S-5! está enviando equipos técnicos y de manufactura desde la planta de Texas hacia España para proporcionar capacitación práctica y apoyo en la transición.
“En Europa existe una amplia variedad de aplicaciones que requieren soluciones de fijación para cubiertas metálicas —desde sistemas solares hasta retención de nieve y diversas necesidades de montaje utilitario—. Esta nueva planta nos permite respaldar dichas aplicaciones en todo el continente, produciendo componentes de manera regional mientras mantenemos la disciplina de ingeniería, las prácticas rigurosas de pruebas y los estándares de calidad y certificación que respaldan cada producto que fabricamos”, añadió Haddock.
Manufactura Europea, Estándares Globales
La entidad satélite ES5 ha sido equipada con tecnología de última generación alineada con los procesos de producción establecidos por S-5! en Estados Unidos. Los productos fabricados en España nos permiten dar soporte a clientes en toda Europa y regiones cercanas, alineándose con los perfiles de cubiertas metálicas características de la región, mientras que los productos fabricados en EE. UU. se seguirán produciendo para otros mercados.
Harry Carner, vicepresidente senior de manufactura de S-5!, supervisa el desarrollo de la planta ES5 para reflejar los sistemas de calidad y de control de procesos utilizados en la operación de Texas. Cada etapa de producción —desde la certificación de materiales hasta el maquinado y la inspección final— sigue procedimientos establecidos que garantizan precisión y consistencia, ofreciendo resultados verificables sin importar dónde se fabriquen los productos.
La automatización sigue siendo fundamental para asegurar una producción rentable y una calidad uniforme. Con el liderazgo de Carner en mejora de procesos e innovación en manufactura, la nueva planta está posicionada para convertirse en una de las operaciones de manufactura más eficientes de Europa.
Cada desarrollo energético exige mucho más que tecnología. Se necesita conocimiento del terreno, adaptación a normativas locales y una visión operativa que se traduzca en resultados concretos. En ese contexto,BLCPowerGeneration, empresa del grupoBLC Global, se consolida comosocio estratégicopara llevar adelante proyectos de alto impacto, integrando soluciones que responden a las realidades técnicas y regulatorias de cada mercado.
Impulsada por alianzas estratégicas, BLCPowerGenerationcontinúa expandiéndose globalmente. En los últimos dos años, junto a socios comoVentus, 360 Energy,TotalEnergiesyPowerChina, la compañía fortaleció su presencia internacional desarrollando proyectos decontrol de baterías en plantas híbridas, incorporación de sistemas de almacenamiento y gestión en parques eólicos, integrando tecnología escalable bajo una misma visión operativa.
Este crecimiento sostenido le permitió consolidar su operación en países comoArgentina, Colombia, Uruguay, Costa Rica, Guatemala y Estados Unidos, y actualmente se encuentra en proceso de ingresar a nuevos mercados estratégicos comoMéxico y Brasil.Sumodelo de expansiónestábasado en tecnología escalable, acompañamiento técnico y relaciones de confianza construidas en el tiempo.
Una solución,múltiplesdesafíos
El diferencial de BLCPowerGenerationestá en su forma de trabajar:actúa como socio técnico y operativo, construyendoalianzas con líderes globales del sector, integrando capacidades, compartiendo conocimiento normativo y adaptando cada solución al contexto local e internacional.
ConOptimumPG, brinda una solución integral que se adapta a distintas tecnologías de generación, garantizandointeroperabilidad, escalabilidad y control eficienteen entornos complejos. Estas alianzas estratégicas han sido clave para desplegar la solución en múltiples mercados, integrándola en proyectos con distintas configuraciones técnicas y operativas.
“En BLCPowerGenerationcreemos que las alianzas son clavespara escalar la transición energética de forma inteligente. Cuando unimos capacidades, tecnologías y visión, los resultados se multiplican. Nuestro enfoque es claro: acompañar a cada cliente con soluciones confiables, con soporte local y con la flexibilidad que requiere cada entorno operativo”, afirmaSebastián García, Gerente Comercial de BLCPowerGeneration.
Pensamiento global, ejecución local
Cada proyecto plantea desafíos únicos. Por eso, BLCPowerGenerationactúa como socio estratégico, aportando valor desde el diseño hasta la operación. Funcionacomonúcleo fundamentalentre la escala global y la ejecución local, combinando conocimiento técnico,expertisenormativo y presencial territorial para lograr resultados concretos y medibles desde el primer día.
Su presencia consolidada en América Latina y en mercados internacionales emergentes reafirma una visión clara:estar donde la transición energética lo requiera, con tecnología confiable, experiencia en campo y compromiso real con cada cliente.
El Gobierno anunció la creación de la nueva Secretaría de Asuntos Nucleares. (Imagen ilustrativa. FreePik)
Con la creación de la nueva Secretaría de Asuntos Nuclearesoficializada el pasado martes a partir de la publicación del Decreto 866/2025, el gobierno de Javier Milei da forma estratégica a su interés en el sector. En efecto, el organismo tendrá bajo su órbita la definición, implementación y seguimiento de las políticas del área.
La Secretaría que dirigirá el actual presidente de Dioxitek, Federico Ramos Napoli, quedará bajo la órbita del Ministerio de Economía y no de Jefatura de Gabinete. Y si bien tiene como objetivo trabajar de forma coordinada con la Comisión Nacional de Energía Atómica, (CNEA) también es cierto que en el artículo 11 del Anexo II del decreto, queda establecido que ejercerá un control tutelar sobre ella.
La letra del anexo detalla un total de 23 funciones específicas del nuevo organismo que delinean un perfil estratégico que incluye desde la aplicación de reformas institucionales hasta la optimización de procesos y el monitoreo de proyectos en materia nuclear, incluida la fiscalización de metas.
Secretaría de Asuntos Nucleares: su ambicioso perfil estratégico
El comunicado oficial del Ministerio de Economía deja en claro el ambicioso objetivo del gobierno detrás de la creación de la nueva Secretaría de Asuntos Nucleares: “Nuestra Nación tiene el potencial para convertirse en la nueva Arabia Saudita del Uranio”, dice el texto.
Federico Ramos Napoli fue designado al frente de la nueva Secretaría de Asuntos Nucleares.
En parte, se trata de una deuda pendiente. En efecto, el 20 diciembre de 2024, el presidente Milei había anunciado el “Plan Nuclear Argentino” junto con la creación del Consejo Nuclear. Sin embargo, ni uno ni otro fueron formalizados a través de una ley o decreto. De allí, entonces, que la nueva secretaría busque saldar una cuenta que había quedado abierta.
Ahora bien: mientras que en el terreno teórico, la nueva secretaría buscará insertar a la Argentina como un actor más en el ámbito internacional en lo que a energía nuclear refiere, el contexto local no parece tan alineado con ese objetivo.
En efecto, según un informe del Centro Iberoamericano de Investigación en Ciencia, Tecnología e Innovación (CIICTI) en lo que va de la gestión del gobierno de Javier Milei, la CNEA perdió un 44% de su presupuesto. La caída también se vio reflejada en una disminución del 5,2% del personal calificado entre diciembre de 2023 y agosto de este año.
Una por una, las funciones de la nueva secretaría
El detalle de las funciones de la Secretaría de Asuntos Nucleares permite identificar algunos 3 ejes principales:
Elaboración de políticas específicas para el sector,
Evaluación, monitoreo y supervisión de proyectos específicos,
Representación del Estado en las empresas con participación accionaria.
«Argentina tiene el potencial para convertirse en la nueva Arabia Saudita del uranio», asegura el comunicado oficial. Aquí, la planta de Dioxitek en Córdoba.
Descriptas como objetivos en el anexo II, del artículo 15, las funciones que tendrá la secretaría son las siguientes:
1. Entender en la definición de la política nuclear en todo lo relacionado con los usos pacíficos de la energía nuclear o fuentes radiactivas, el ciclo de combustibles, la gestión de residuos radiactivos, el desarrollo e investigación de la actividad nuclear, en coordinación con la Comisión Nacional de Energía Atómica.
2. Entender en el monitoreo del funcionamiento del complejo industrial nuclear, promoviendo acciones que tiendan a mejorar la eficiencia del sistema, incluyendo reformas institucionales, optimización de procesos y participación del capital privado.
3. Evaluar la factibilidad y sustentabilidad económico-financiera de los proyectos estratégicos en materia nuclear.
4. Evaluar y monitorear los componentes científicos y tecnológicos de los proyectos en materia nuclear, fiscalizando el cumplimiento de las metas planteadas.
5. Intervenir en la coordinación del accionar de los diferentes actores políticos y empresarios involucrados con la actividad estratégica nuclear, tanto a nivel nacional, local o de la sociedad civil.
6. Identificar y determinar, en el ámbito de su competencia, los asuntos prioritarios, estratégicos y de relevancia para el desarrollo nacional en materia nuclear.
7. Asesorar, en el ámbito de su competencia, en lo relativo a la participación de la República Argentina en los foros, organizaciones o cualquier ámbito a nivel internacional en materia nuclear y otros asuntos estratégicos relacionados.
8. Asistir al Ministro, en el ámbito de su competencia, en las acciones que propendan al cumplimiento de los compromisos internacionales de la República Argentina en materia nuclear y otros asuntos estratégicos relacionados.
9. Coordinar, en el ámbito de su competencia, las acciones orientadas al cumplimiento de las funciones y objetivos establecidos por la Ley N.° 24.804 y sus normas modificatorias y reglamentarias, con la excepción de las que establecen las funciones regulatorias.
10. Intervenir en todo lo relacionado con la generación nucleoeléctrica, como así también en el funcionamiento de la infraestructura nucleoeléctrica.
11. Ejercer el control tutelar de la Comisión Nacional de Energía Atómica.
12. Participar en la elaboración de políticas en materia de investigación, diseño, y construcción de reactores nucleares, en coordinación con la Comisión Nacional de Energía Atómica.
13. Participar en el diseño e implementación de la política de desarrollo, fomento y cooperación para la explotación de “tierras raras” y minerales nucleares, en coordinación con las áreas competentes de la Administración Pública Nacional.
14. Participar, en el ámbito de su competencia, en la interacción entre los distintos actores del sector minero y las provincias para aumentar sostenidamente la producción de “tierras raras” y de minerales nucleares, como así también la inversión de capital privado para su explotación, en coordinación con la Secretaría de Minería.
15. Promover políticas públicas y acciones de colaboración y articulación con los actores públicos y privados y de la sociedad civil involucrados en la materia, que permitan viabilizar los proyectos relativos a la minería de materiales nucleares, su procesamiento y aplicación de tecnologías nucleares.
16. Participar, en el ámbito de su competencia, en el diseño y establecimiento de tecnologías asociadas a la refinación de “tierras raras”, como así también a su desarrollo nacional.
17. Dictar, en el marco de las políticas establecidas por el Ministerio y en coordinación con las áreas competentes de la Administración Pública Nacional, medidas relativas a los proyectos estratégicos en materia nuclear y otros asuntos estratégicos relacionados.
18. Dirigir el planeamiento, seguimiento y evaluación de los asuntos vinculados a los proyectos en materia nuclear y otras cuestiones estratégicas relacionadas, en coordinación con las empresas y sociedades con participación estatal mayoritaria del sector nuclear y la Comisión Nacional de Energía Atómica.
19. Asesorar al Ministro, en coordinación con las áreas competentes de la Administración Pública Nacional, en los proyectos estratégicos en materia nuclear, como así también en la identificación de información estratégica relevante en dicha materia y en aquellos asuntos de su competencia.
20. Intervenir, en coordinación con la Comisión Nacional de Energía Atómica, en las distintas etapas correspondientes al desarrollo del ciclo del combustible nuclear.
21. Dirigir la representación en las empresas donde la Secretaría posea participación accionaria y ejerza la tenencia accionaria.
22. Coordinar la gestión de los directores que representan al Estado Nacional en aquellas empresas donde la Secretaría posea participación accionaria y ejerza la tenencia accionaria.
23. Asistir al Ministro en la aplicación del Título VII – Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones- de la Ley N° 27.742, en el ámbito de su competencia, y en coordinación con la Secretaría de Coordinación de Energía y Minería.
El encuentro fue realizado por la Organización Latinoamericana y Caribeña de Energía y la Corporación Andina de Fomento.
Los países del Mercosur y Chile dieron un paso hacia la modernización de su esquema de suministro energético al concluir, en Santiago de Chile, el taller de cierre de la Fase IV del Proyecto Regional de Integración Gasífera. Con esta etapa se consolida una herramienta técnica para optimizar los costos del transporte gasífero y robustecer la planificación conjunta, impulsando de manera efectiva la integración energética.
El encuentro, realizado por la Organización Latinoamericana y Caribeña de Energía (OLACDE) y la Corporación Andina de Fomento (CAF), se llevó a cabo en la Facultad de Ingeniería de la Universidad de Chile. La cita congregó a autoridades, delegaciones nacionales y equipos técnicos de los países para validar el nuevo modelo regional de transporte de gas.
Esta herramienta, desarrollada por OLACDE a partir de datos provistos por los países, tiene como meta optimizar la utilización de la infraestructura gasífera ya instalada, encontrar trayectos de distribución más eficientes y anticipar la reducción de costos en diferentes escenarios operativos y de demanda.
La apertura del taller estuvo a cargo de Guido Maiulini, jefe de Asesoría Estratégica de OLACDE; Luis Felipe Ramos, subsecretario de Energía de Chile; y Mercedes Pedreira, ejecutiva de la Dirección de Integración, Comercio e Inversiones de CAF. Los tres funcionarios coincidieron en la relevancia estratégica de esta etapa para intensificar la cooperación regional y cimentar un sistema gasífero más eficiente y complementario.
Los desafíos identificados
Durante la jornada de trabajo, las delegaciones se dedicaron a validar las hipótesis y los datos suministrados por cada nación, revisar la topología del sistema regional de transporte y analizar las restricciones operativas y de planificación levantadas a nivel nacional.
Un aspecto clave fue la realización de simulaciones en tiempo real para evaluar cómo se comportaría el modelo ante variaciones en los costos de transporte, producción y la demanda. Este ejercicio permitió observar los efectos del modelo en la asignación de flujos y la eficiencia económica general del sistema.
Pedreira de la CAF, Ramos del gobierno de Chile y Maiulini de la Olacde.
Entre los hallazgos pricipales, el proyecto identificó la necesidad de ampliar la capacidad de evacuación desde Neuquén, reforzar la infraestructura intermedia para abastecer las demandas potenciales de Paraguay y del norte de Uruguay, y adaptar el modelo a los cambios previstos en el sistema de transporte que Brasil implementará en los próximos años.
El nuevo modelo es de código abierto y se encuentra en un proceso de ajuste continuo, lo que le permite ser una herramienta dinámica. Sus capacidades incluyen la identificación de rutas de transporte más competitivas, la minimización de costos operacionales y la estimación de indicadores clave, como el precio final del gas en cada nodo, tanto a corto como a mediano plazo.
Compromiso institucional y regional
Maiulini, de OLACDE, destacó la “alianza con claridad programática” de los países del Mercosur y Chile que permitió «generar espacios técnicos conjuntos para desarrollar las herramientas necesarias para discutir estrategias de integración gasífera con el trabajo de sus agencias y el involucramiento de organismos multilaterales como Mercosur y CAF».
El Subsecretario Ramos enfatizó que «para el Gobierno de Chile, la integración energética y gasífera es esencial, porque contribuye a la seguridad, la resiliencia y el cumplimiento de las metas ambientales”. Asimismo, señaló que «el Ministerio de Energía avanza en la adecuación de la normativa y la participación activa en este proceso para asegurar que la integración se convierta en un pilar efectivo de la transición energética y del objetivo de descarbonización del país.”
Por su parte, Pedreira, alineó el estudio con la misión del organismo de «alinearse con el compromiso con la integración regional y una transición energética justa”. La ejecutiva consideró la alianza con OLACDE como una “herramienta fundamental para abordar los desafíos que hoy enfrentan nuestros países.”
Uno de los paneles fue sobre Proyectos Estratégicos de Oil & Gas.
La Modelización de Información de Construcción (BIM) y la gestión avanzada de datos se consolidan como los motores de la eficiencia en los proyectos estratégicos de Oil & Gas en la Argentina. Así se destacó en el evento BIM For All realizado este miércoles en la ciudad de Córdoba, donde se planteó que la transformación digital de los megaproyectos es un habilitador de competitividad.
Bajo el lema “Conexión global para sectores que construyen futuro”, el evento buscó acelerar la adopción del BIM y la transformación digital multisectorial, conectando experiencias internacionales con talento local para impulsar la competitividad, la eficiencia y la sustentabilidad de los sectores productivos.
La metodología BIM es una forma de trabajo colaborativa que transforma la manera en que se planifican, diseñan, construyen y gestionan grandes proyectos de construcción e infraestructura, mejorando la eficiencia y la calidad de los resultados. Es un abordaje que tiene décadas de práctica en la industria de la construcción, pero que ahora está cruzada por nuevos recursos que multiplican la formas de interacción de todos los involucrados en el proyecto.
La BIM es un cambio cultural en marcha
En el encuentro, los panelistas a lo largo de la jornada coincidieron en que se están transformando las industrias a través de la metodología y los gemelos digitales, y coincidieron en que el desafío para capturar la próxima ola de inversiones ya no reside en la tecnología en sí, sino en la articulación de capacidades, el cambio cultural y la adopción ecosistémica a lo largo de toda la cadena de valor.
Durante el desarrollo del panel sobre Proyectos Estratégicos de Oil & Gas se puso en relieve cómo estas herramientas están generando valor a lo largo de toda la cadena productiva, desde la ingeniería temprana hasta la fase de optimización operativa (OPEX).
Participaron de esta mesa Gustavo Rojas, Digital Engineering Sr Manager de Techint; Gian Ortega, Digital Engineering Manage de YPF; y Gustavo Guitera, Digital Enterprise & Business Development de Siemens, moderados por Nicolás Gandini, director de EconoJournal.
Los expertos coincidieron en que la BIM dejó de ser un simple software de diseño para transformarse en un requisito estructural para obras de gran envergadura. Proyectos de la magnitud de la refinería en Tabasco (México), que demandan un millón de horas de ingeniería y cinco años de ejecución, demuestran que estas iniciativas son inviables sin BIM, con lo cual la tecnología se presenta como el único camino para gestionar la complejidad.
Virtudes de las herramientas digitales
En los denominados proyectos fast-track, donde la ingeniería, la construcción y el montaje se superponen de manera crítica, la BIM permite predecir riesgos e interferencias, acelerar la coordinación entre equipos, detectar problemas de forma temprana, reduciendo significativamente los errores en obra, entre otras virtudes del entramado de herramientas digitales disponibles.
Más allá de la fase de capital, la gran promesa del BIM y las metodologías asociadas reside en la gestión del dato. Según las coincidencias del panel la tendencia global indica que la eficiencia de todo el ciclo de vida del proyecto se multiplica cuando los datos son estructurados y trazables desde las etapas iniciales.
El mayor valor se materializa en la fase del Opex, donde la información generada durante el diseño y construcción se convierte en un activo para la toma de decisiones operativas. Esto se traduce en mayor predictibilidad de los activos, capacidad de simulación, gestión inteligente de riesgos y mantenimiento, entre otras virtudes que se le reconocen.
Pese a la brecha con ecosistemas tecnológicos más maduros, los panelistas destacaron las capacidades técnicas y el talento emprendedor existente en la Argentina, pero la barrera principal es de índole cultural y estratégica. En ese sentido se resaltó la necesidad de una integración ecosistémica y de establecer metodologías y criterios comunes para que la cadena de valor se mueva con agilidad.
Adopción tecnológica en toda la cadena
El desafío cultural, como tal, requiere desaprender modelos antiguos y alinear a los liderazgos para consolidar una visión compartida, se destacó desde la experiencias de las tres empresas que transitan un intenso proceso de gestión del cambio.
Una conclusión crucial del panel es que la adopción tecnológica no puede ser solo potestad del «owner» o cliente final, sino que las grandes empresas EPC tienen que apalancar la transición de sus subcontratistas, incluso ayudando en capacitación y costos de licencias, para evitar que la brecha tecnológica limite los proyectos.
El cierre giró sobre un costo de oportunidad inmediato al entender que si la cadena de valor argentina incorpora estas tecnologías, puede capturar proyectos de mayor escala y complejidad, para lo cual se requiere un impulso coordinado de sector público, privado y financiero para acelerar la adopción.
Las iniciativas alcanzaron 45 establecimientos educativos en 28 localidades de la provincia, con programas que incluyeron conectividad, formación docente y fortalecimiento institucional.
YPF cerró el año con nuevas propuestas educativas para impulsar la educación y desarrollo en Río Negro. A través de iniciativas que mejoran la conectividad, acompañan a docentes y estudiantes, y reducen brechas educativas, la compañía trabaja junto a organizaciones como “Enseñá por Argentina” y “Fundación Cimientos” para generar impacto real en las comunidades.
Durante este año, las iniciativas alcanzaron 45 establecimientos educativos en 28 localidades de la provincia, con programas que incluyeron conectividad, formación docente y fortalecimiento institucional para promover trayectorias escolares completas.
Principales acciones
• Conectividad para Sierra Grande: más de 1.000 estudiantes cuentan ahora con acceso a internet gracias a la instalación de antenas satelitales y la capacitación docente en herramientas digitales, en alianza con Enseñá por Argentina.
• Fortalecimiento institucional: llegamos a 41 escuelas secundarias mediante el programa que acompaña trayectorias escolares, junto a Fundación Cimientos.
• Donaciones tecnológicas: se entregaron 31 computadoras a 24 centros educativos, material informático para capacitaciones a distancia al Nodo de la Universidad del Comahue en San Antonio Oeste y materiales y equipos al CET N°12 en el marco del Programa Piloto de Formación Energética.
Estas acciones fueron complementadas con iniciativas en salud y deporte durante el segundo semestre, además de proyectos impulsados por Fundación YPF en la provincia.
Cierre del programa “Escuelas que Acompañan”
Este programa busca fortalecer las capacidades institucionales para acompañar trayectorias escolares con foco en la dimensión socioemocional, promoviendo la continuidad educativa. Durante 2025, se implementó en Río Negro con los siguientes resultados:
• 98% de las escuelas inscriptas participaron en todas las instancias de aprendizaje.
• 93% completaron sus trabajos finales.
• Alcance total: 40 escuelas secundarias y 120 docentes.
“Así YPF reafirma así su compromiso con el desarrollo sostenible de Río Negro, apostando a la educación como motor del desarrollo local”, destacaron desde la empresa.
5 claves del Contrato de Garantía Productiva (CGP)
