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Finalizó en San Antonio Este la primera descarga de tubos para el Argentina FNLG

En el puerto de San Antonio Este finalizó el miércoles 3/12 la descarga del primer embarque crítico de tuberías destinadas a la construcción del gasoducto que permitirá la conexión con el primer barco procesador de Gas Natural Licuado (GNL) que llegará a la Argentina (Hilli Episeyo), en el marco del proyecto del consorcio Southern Energy.

La operatoria estuvo a cargo de la Terminal de Servicios Portuarios Patagonia Norte, empresa rionegrina concesionaria del puerto de San Antonio Este desde hace más de 25 años.

La descarga consistió en 10.000 toneladas de tubos de acero y arribó al puerto a bordo del buque Billion Star, un carguero de 175,53 metros de eslora y 29,4 metros de manga. Estos materiales, 2.265 tubos de diferentes diámetros, serán utilizados para la construcción del gasoducto asociado al proyecto Argentina FNLG, de licuefacción de gas, impulsado por el consorcio Southern Energy, para exportar GNL derivado del gas producido en Vaca Muerta (NQN).

Cristian López, gerente general de Patagonia Norte, destacó que “con esta operación, al igual que con la descarga de chapas de acero para la construcción de tanques de almacenamiento de petróleo en Punta Colorada (Proyecto VMOS), la Terminal de Servicios Portuarios Patagonia Norte, confirma su especialización y eficiencia en este tipo de trabajos, que contribuyen al desarrollo económico de Río Negro y la región”.

Desde 1998 y con sede en San Antonio Este, Patagonia Norte es la estación marítima que canaliza exportaciones de frutas, hortalizas, jugos concentrados, minerales y pescado producidos en las provincias de Río Negro, Neuquén, Mendoza, San Juan y la región sur de la provincia de Buenos Aires. Hoy consolida su perfil energético con nuevas cargas para los proyectos de GNL y VMOS.

Patagonia Norte, con el respaldo técnico, económico y financiero de Grupo Murchison, compañía argentina especializada en la actividad portuaria, logística y de transporte. emplea en forma directa a más de 200 trabajadores y técnicos rionegrinos durante todo el año. Se consolidó por el nivel de profesionalización de su actividad portuaria, que permite a los productores locales exportar desde su propia provincia.

Para la operatoria de descarga de los tubos de acero, se utilizaron grúas ubicadas en la cubierta del barco, más el equipamiento especializado propiedad de la Terminal, juntamente con personal calificado coordinado por la Terminal. Estos materiales serán acopiados temporariamente en los predios que dispone Patagonia Norte, hasta la carga y posterior traslado para su instalación, estimado para los próximos meses.

Grupo Murchison es un ecosistema de empresas dedicado a brindar soluciones integrales en operaciones portuarias, logística, almacenaje, transporte, provisión de equipos y servicios para diversas industrias estratégicas. Con más de 127 años de trayectoria, la compañía se ha consolidado como un referente en sectores clave como el automotriz, la energía, los commodities, la pesca, la siderurgia y la química, así como en grandes proyectos de infraestructura.

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GNL: Europa acuerda dejar de importar gas natural de Rusia en 2027

La Unión Europea prohibirá las importaciones de gas natural desde Rusia en todas sus formas a partir de 2027. Esto incluye a las importaciones de gas natural licuado, que paradójicamente crecieron significativamente en Europa luego de la invasión de Rusia sobre Ucrania y que ahora buscan reemplazar con suministros alternativos. Precisamente, una empresa del gobierno de Alemania llegó a un acuerdo con Southern Energy para importar GNL desde la Argentina.

El Consejo Europeo, el órgano que reune a los presidentes y primeros ministros de los países miembros de la U.E., anunció este miércoles que llegaron a un acuerdo para dejar de importar gas ruso para el 2027.

El acuerdo incluirá una prohibición gradual y legalmente vinculante de las importaciones de GNL a partir del primero de enero de 2027, y por gasoductos a partir del otoño europeo de 2027.

«Por fin, y para siempre, cerramos el grifo del gas ruso», declaró Dan Jørgensen, comisario de Energía de la UE. El funcionario añadió que la prohibición marca la elección de Europa por la «seguridad e independencia energética» y que el bloque «nunca volverá a nuestra peligrosa dependencia de Rusia».

De todas formas, los negociadores de la U.E. acordaron que, en caso de futuras disrupciones en el suministro, la prohibición podría levantarse temporalmente si un Estado miembro declara el estado de emergencia. También acordaron un sistema detallado de sanciones.

Importaciones récord de GNL ruso

La Comisión Europea, el poder ejecutivo de la U.E., ya había propuesto en mayo una hoja de ruta para dejar de importar gas natural ruso en 2027. El foco europeo esta puesto especialmente en el GNL, que treparon significativamente.

Europa importó un 19% menos de GNL en 2024, según los datos que recopila IEEFA. No obstante, aumentó sus importaciones de GNL desde Rusia con respecto al 2023. La consultora noruega Rystad Energy informó que las compras europeas a Rusia totalizaron 17.8 millones de toneladas de GNL, estableciendo un nuevo récord.

El Consejo Europeo estima que el gas ruso representará un 13% de las importaciones de la UE en 2025, con un valor de más de 15.000 millones de euros anuales.

, Nicolás Deza

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Edison Energía obtuvo la concesión de Cerros Colorados tras el desempate de ofertas

Edison Energía, el grupo inversor argentino integrado por los hermanos Neuss, Inverlat Investments, Rubén Chernajovsky y Luis Galli, fue adjudicado para operar el complejo hidroeléctrico Cerros Colorados tras la etapa de mejora de ofertas para desempatar con la propuesta realizada por BML Inversora. De esta manera, Edison, empresa creada este año, se quedó con dos de las cuatro centrales privatizadas ya que se había adjudicado la represa de Alicurá.

El Estado Nacional concluyó la etapa económica del proceso de adjudicación para la gestión privada de las represas del Comahue, alcanzando un resultado total de US$706.885.298,49 en ingresos para el fisco. Esta cifra surge de las propuestas económicas finales presentadas por la privatización de las represas Alicurá, El Chocón, Piedra del Águila y Cerros Colorados.

El Estado adjudicó Cerros Colorados tras el desempate de ofertas.

Ochos grupos oferentes que llegaron a la instancia final del proceso licitatorio presentaron un total de 19 ofertas para quedarse con las concesiones de las cuatro hidroeléctricas del Comahue por un plazo de 30 años. Tres de las represas ya tenían definidos los nuevos concesionarios que presentaron las ofertas más altas, en tanto que la pelea por la usina restante de Cerros Colorados debía dirimirse en un repechaje entre las dos mejores ofertas.

Para este caso, el pliego establecía que si la diferencia entre las dos principales ofertas iniciales no superaba el 10%, debía convocarse a una instancia de mejora. Por este motivo, fueron citadas Edison Inversiones S.A.U. y BML Inversora S.A.U. para presentar nuevas propuestas. Tras esta ronda adicional, Edison resultó con la oferta más alta, permitiendo completar el esquema económico del proceso y avanzar hacia la fase final de adjudicación.

Con esta instancia concluida, el proceso de privatización de las represas del Comahue avanza hacia la definición de adjudicatarios y la transición operativa, prevista para completarse durante el presente año, informó la Secretaría de Energía.

Oferta y compromiso de inversión

Edison presentó las ofertas más competitivas de US$162 millones por Alicurá y US$64 millones por Cerros Colorados, imponiéndose en ambos concursos y consolidando un paso en su estrategia de crecimiento y en su apuesta de inversión en infraestructura energética.

La inversión no solo contempla el pago de US$226 millones al Estado nacional en concepto de precio, sino también un compromiso adicional de inversión por US$200 millones, destinado a garantizar el óptimo mantenimiento, modernización y operación de los activos adjudicados.

Sumando los 191 Mw que Edison opera en Mendoza, ambos activos representan alrededor del 17% de la generación hidroeléctrica nacional y aproximadamente 4% de la generación eléctrica total, consolidándose como un nuevo actor relevante del sistema energético argentino.

La incorporación de Alicurá y Cerros Colorados se integra al plan de desarrollo de Edison Energía, que este año adquirió la Empresa de Distribución Eléctrica de Tucumán (EDET), la Empresa Jujeña de Energía (EJESA), Líneas de Transmisión del Litoral (LITSA) y la generadora hidroeléctrica CEMPPSA en Mendoza.

Los otros dos ganadores de la licitación

La hidroeléctrica Piedra del Águila -la más grande de las que salieron a licitación con una potencia instalada de 1.440 MW– quedó en manos de su actual concesionario: el grupo Central Puerto. Este grupo tiene como accionistas a los empresarios Carlos Miguens, Guillermo Reca, los hermanos Ruete Aguirre y la familia Escasany.

A su vez, la represa de El Chocón -que tiene una potencia instalada de 1.200 MW más 128 MW del dique compensador de Arroyito- fue a manos de BML Inversora, con una oferta de US$235,6 millones que superó a las presentadas por otros cinco oferentes.

La sociedad ganadora pertenece al grupo MSU, que comanda el empresario Manuel Santos Uribelarrea, que hace cuatro meses había adquirido la controlante de Cerros Colorados a la empresa Aconcagua Energía.

, Ignacio Ortiz

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Midstream: empresarios expusieron sobre las obras clave para ampliar la capacidad de transporte

Los principales operadores del midstream detallaron sus proyectos de ampliación para acompañar el crecimiento de Vaca Muerta y mejorar la competitividad del sistema energético. Oscar Sardi (Transportadora Gas del Sur), Ricardo Hösel (Oldelval), Dolores Brizuela (Dow) y Tomás Córdoba (Compañía MEGA) coincidieron en el Energy Day organizado por EconoJournal en que las obras en transporte, procesamiento y fraccionamiento serán indispensables para descomprimir la cuenca neuquina, habilitar mayores saldos exportables y capturar más valor dentro del país.

Oscar Sardi (TGS), Ricardo Hösel (Oldelval), Dolores Brizuela (Dow) y Tomás Córdoba (Compañía MEGA). Foto: Dan Damelio.

Ampliación del Gasoducto Perito Moreno

TGS presentó el avance del proyecto de ampliación del Gasoducto Perito Moreno que permitirá incrementar la capacidad de transporte entre Tratayén y la provincia de Buenos Aires. “Tiene por objetivo expandir el sistema de transporte de gas, fundamentalmente en la búsqueda de reducir importaciones tanto de gas natural licuado como de líquidos, y además dejar saldos exportables durante el verano para poder exportar a toda la región”, afirmó Sardi, CEO de TGS.

La obra prevé la instalación de tres plantas compresoras y un turbocompresor adicional en Tratayén, lo que permitirá elevar la capacidad de 21 a 35 millones de m³/día. La iniciativa fue presentada al RIGI y, según el CEO, “va a generar beneficios en la balanza comercial de 700 millones de dólares de ahorro y beneficios fiscales de 800 millones de dólares”.

Oscar Sardi, CEO de Transportadora Gas del Sur. Foto: Dan Damelio.

Además, TGS trabaja en un proyecto mayor para procesar el gas rico neuquino. “Hace ya tiempo que venimos trabajando en este proyecto para aprovechar la calidad de gases que hay en Vaca Muerta. Un gas estándar tiene un componente licuable del 10%, en Vaca Muerta los componentes licuables están en el orden del 20 o 25%”, detalló Sardi. La iniciativa incluye un ducto de 600 kilómetros, una planta de fraccionamiento en Bahía Blanca y almacenamiento en Puerto Galván. “Estamos teniendo el proyecto de 46 millones de metros cúbicos por día de gas, que daría por resultado aproximadamente 20.700 toneladas por día”, explicó. Como el mercado interno ya está abastecido, “propano, butano y gasolina serían exportables”.

La inversión estimada ronda los US$3.000 millones y ya pasó la etapa de ingeniería: “Creemos que hemos llegado al punto de maduración. Ahora lo que hay es tomar decisiones”, sostuvo.

Duplicar Norte para evitar cuellos de botella

Oldelval continúa avanzando con obras clave para ampliar la capacidad de evacuación de la cuenca neuquina. Este año inauguró una ampliación estructural que permitió aumentar el transporte de crudo desde Vaca Muerta, y ahora está abocada a su siguiente proyecto: Duplicar Norte.

“Es un caño de 200 kilómetros, 20 pulgadas, de una capacidad inicial de 200.000 barriles y de una inversión de 400 millones de dólares”, explicó Ricardo Hösel, CEO de Oldelval.

Ricardo Hösel, CEO de Oldelval. Foto: Dan Damelio.

La obra es estratégica para descomprimir el sistema y asegurar el transporte de la producción proveniente de áreas como Los Toldos, El Trapial, La Escalonada y Bajo del Choique – La Invernada.

Sobre los posibles resultados económicos, Hösel afirmó: “Sabíamos que aguas arriba se iba a generar un cuello de botella. Estos 200.000 barriles adicionales serán unos 4.000 millones de dólares de exportaciones adicionales y es parte de ese proyecto de Duplicar Plus.”

Hösel sostuvo que un sistema integrado sería más competitivo: “Si queremos transportar un millón de barriles, no es eficiente que haya dos o tres operadores. Un solo operador coordina mejor costos y calidad”. Oldelval ya inició nuevas ampliaciones: “Duplicar Plus está al 85%. Iniciamos obras para sumar otros 200.000 barriles”, afirmó. Con esto, la cuenca podrá superar los 850.000 barriles/día sin frenar la perforación.

Planta fraccionadora en Bahía Blanca

MEGA avanza en la ampliación de su planta de fraccionamiento, clave para el procesamiento de gas rico y la exportación de GLP.  “Hoy producimos unas 4.800 toneladas por día de C2+; etano, propano, butano y gasolina natural. Desde el acondicionamiento de Loma La Lata traemos toda la ‘sopa’ por el poliducto de 600 kilómetros y en Bahía Blanca hacemos el fraccionamiento”, explicó Tomás Córdoba, CEO de Compañía Mega.

La empresa está en la etapa final de una ampliación de la planta fraccionadora, cuya puesta en marcha total está prevista para julio de 2026. El proyecto demandó una inversión de US$260 millones y permitirá sumar 2.300 toneladas adicionales de capacidad.

Tomás Córdoba, CEO de Compañía Mega. Foto: Dan Damelio.

“La primera fase, que pondremos operativa el año que viene, aportará unas 850 toneladas de esas 2.300. Además, tenemos una nueva fase próxima a probar que nos va a permitir ampliar la capacidad de transporte para completar el tren de fraccionamiento”, detalló Córdoba.

“Con esto nos posicionamos como líderes en la exportación de GLP y acompañamos el crecimiento de la producción de gas y petróleo”, afirmó.

El desafío del valor agregado en la petroquímica

“Se trata de una combinación entre una demanda que crece, aunque por debajo de los niveles prepandemia, y una oferta global que se expandió muchísimo. Principalmente en China. Si bien China no tiene las materias primas más competitivas, está desarrollando un enorme complejo petroquímico con el objetivo de autoabastecerse y reducir importaciones”, explicó Dolores Brizuela, country manager de Dow.

En el caso del polietileno, el plástico más utilizado del mundo, Brizuela detalló que “China venía creciendo al 10% anual antes de la pandemia; hoy crece alrededor del 3%. Y, aun así, está instalando plantas tanto para acompañar ese crecimiento como para reemplazar importaciones”. Ese desfasaje entre oferta y demanda “generó un descalabro que en el corto y mediano plazo nos incomoda a todos, con una compresión de márgenes muy importante”.

Dolores Brizuela, country manager de Dow. Foto: Dan Damelio.

Pese a ese contexto, Brizuela sostuvo que Argentina tiene oportunidades claras, siempre y cuando pueda orientar su estrategia hacia el valor agregado: “Lo peor que nos puede pasar, teniendo un recurso tan inmenso y de tan buena calidad como Vaca Muerta, es limitarnos a exportar el commodity cuando podemos agregarle valor y generar divisas y empleo (…) Yo siempre digo: ojalá no solo exportemos gas o los líquidos del gas; ojalá exportemos polietileno. O mejor aún: que nuestros clientes exporten un film impreso; y que los clientes de nuestros clientes exporten una carne envasada. Lo peor sería que el commodity se vaya a Asia y vuelva como producto terminado, cuando nosotros tenemos una ventaja estructural que es la materia prima.”

Saldos exportables

Los ejecutivos coincidieron en que la próxima etapa de Vaca Muerta dependerá no solo de transportar más producción, sino de procesarla, fraccionarla y exportar productos con mayor valor, para evitar que el país vuelva a enviar el recurso como commodity y recomprar manufacturas.

Entre ampliaciones de gasoductos, oleoductos, plantas de fraccionamiento y proyectos petroquímicos, las compañías señalan que el potencial exportador del país podría incrementarse sustancialmente en los próximos años. La discusión, coincidieron, no es solo de infraestructura, sino de competitividad, coordinación entre operadores y reglas que permitan atraer inversiones de largo plazo.

, Justo Goñi

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El OIEA celebra el primer Simposio Internacional sobre IA y Energía Nuclear

Líderes mundiales del ámbito de la energía y la tecnología se reúnen esta semana en la Sede del OIEA en Viena para celebrar el primer Simposio Internacional sobre Inteligencia Artificial (IA) y Energía Nuclear. El evento, de dos días, congrega a altos representantes de ministerios gubernamentales, organizaciones internacionales, el sector nuclear y grandes empresas tecnológicas —entre ellas Google y Oracle— para analizar cómo la energía nuclear puede ayudar a satisfacer la creciente demanda eléctrica de los centros de datos de IA y cómo esta última puede contribuir al desarrollo de la tecnología nuclear.

El evento de dos días comenzó hoy y el programa y la transmisión en directo pueden consultarse en la página web del OIEA.  En la ceremonia de apertura el Director General del OIEA, Rafael Mariano Grossi, dijo:

“Dos fuerzas están rediseñando el horizonte de la humanidad a un ritmo sin precedentes: el auge de la inteligencia artificial y la transición global hacia una energía limpia y fiable. El mapa energético del mundo se está redibujando ante nuestros ojos. El punto fundamental, nuestra oportunidad y nuestra responsabilidad, es que esas fuerzas no se están desplegando por separado. Están convergiendo y redefiniendo la nueva economía global.” 

Añadió que la energía nuclear es la única fuente capaz de generar electricidad con bajas emisiones de carbono, ser fiable las 24 horas y garantizar una alta densidad de potencia, estabilidad de la red y escalabilidad. Describió el vínculo entre la energía nuclear y la IA como una alianza estructural de “Átomos para algoritmos”.

Según la Agencia Internacional de Energía, los centros de datos representaron el 1,5 % de la demanda mundial de electricidad en 2024, una cifra que podría duplicarse para 2030.

Con su capacidad para suministrar electricidad fiable y con bajas emisiones de carbono, la energía nucleoeléctrica se considera cada vez más una solución para satisfacer esta demanda. Al mismo tiempo, la IA ofrece poderosas herramientas para optimizar el rendimiento de los reactores, agilizar la construcción y mejorar la eficiencia operacional, gracias a lo cual la energía nuclear puede alcanzar su máximo potencial manteniendo al mismo tiempo los más altos estándares de seguridad tecnológica, seguridad física y salvaguardias.

El simposio proporcionará un espacio para construir alianzas y formular recomendaciones para un marco de cooperación entre el sector de la IA y el nuclear con el apoyo del OIEA. En él se profundizará en las oportunidades que ofrecen la IA y la energía nuclear y se respaldarán los esfuerzos mundiales encaminados a lograr una energía limpia, fiable y sostenible mediante el vínculo entre diversas partes interesadas.

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San Juan inauguró el parque fotovoltaico en Caleras

El gobernador Marcelo Orrego participó de la inauguración del nuevo Parque Fotovoltaico ubicado en la Planta de Cienaguita, en Caleras San Juan, departamento Sarmiento. El acto contó con la presencia del ministro de minería Juan Pablo Perea; intendente de Sarmiento, Alfredo Castro; gerente de Calera San Juan, Raúl Cabanay y demás funcionarios , quienes acompañaron y recorrieron las instalaciones junto al mandatario.

Durante la actividad, Orrego destacó la importancia estratégica de esta obra para la matriz energética y productiva de la provincia. “Muy feliz de poder estar acá, en esta inauguración de esta planta fotovoltaica. Es un hecho que ya es una realidad y marca claramente la trazabilidad que debe tener un proyecto en la provincia de San Juan”, expresó.

El nuevo parque genera 2,3 megawatts y ya proyecta una ampliación cercana al 6%. Para el gobernador, esta infraestructura consolida un modelo de desarrollo que integra energía limpia con sectores tradicionales de la economía local. En ese sentido, afirmó: “Si bien parte de nuestra matriz productiva son los minerales —en este caso el oro y la cal—, también es cierto que somos el primer productor de energía fotovoltaica, y eso genera una combinación espectacular para todo tipo de proyectos de desarrollo”.

Orrego subrayó que San Juan ya supera los 600 megawatts de producción eléctrica, de los cuales aproximadamente 400 provienen de fuentes solares. Resaltó además que la instalación en Caleras San Juan “viene a ayudar a sumar energía para la provincia” y que, en el marco de la transición energética global, “las energías limpias van a cumplir un papel decisivo”.

Asimismo, puso en valor el rol de la industria calera dentro del perfil productivo provincial y la sinergia que se genera al sumar energía renovable a los procesos industriales. “La industria calera es una industria madre en San Juan —exportamos el 85%— y combinada con ser los primeros productores de energía fotovoltaica, es una dupla extraordinaria para cualquier tipo de proyecto”, señaló.

El mandatario también felicitó al directorio de Caleras San Juan por llevar adelante esta inversión y remarcó su impacto en la generación de empleo y en la consolidación del liderazgo sanjuanino en energía solar.

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Pese al aumento, Entre Ríos mantiene subsidios y categorías en las tarifas de luz

El Gobierno de Entre Ríos informó que la actualización de la tarifa eléctrica vigente desde diciembre responde a la modificación de los precios mayoristas definida por la Secretaría de Energía de la Nación. Se trata de ajustes que alcanzan por igual a todas las jurisdicciones del país y que resultan necesarios para sostener el funcionamiento del sistema eléctrico nacional.

En este marco regulatorio, la provincia ratifica su decisión de proteger a los hogares y sectores que necesitan acompañamiento. Por eso continúa aplicando un esfuerzo financiero propio que modera el impacto de las actualizaciones nacionales, con especial atención en las familias de menores ingresos y en actividades productivas estratégicas.

A través de la Secretaría de Energía de Entre Ríos, se mantienen vigentes:

* El congelamiento del Valor Agregado de Distribución (VAD).

* El subsidio provincial al VAD para los hogares de menores ingresos (Nivel 2).

* Los programas de acompañamiento tarifario: Tarifa Social, Tarifa para la Salud, Electrodependientes y los beneficios destinados a instituciones educativas, deportivas y sectores productivos -entre ellos el arrocero- y diversas industrias estratégicas.

“Gracias a estas políticas provinciales, las familias entrerrianas, especialmente aquellas que atraviesan situaciones económicas más vulnerables, continúan accediendo a un esquema de protección diferencial que la Provincia sostiene con recursos propios”, destacaron.

En diciembre, el ajuste aplicado representa un incremento promedio del 1,4% para usuarios residenciales urbanos y alrededor del 1% para usuarios rurales. Estos valores se explican exclusivamente por la actualización nacional del precio de la energía mayorista.

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Nuevo hito en la construcción del Parque Solar El Quemado: se conectó la estación transformada al SADI

Planes ambientales de las petroleras

Se alcanzó un nuevo hito en la construcción del Parque Solar El Quemado. Esta semana concluyó la obra civil de la estación transformada de 220/33kV y se conectó al Sistema Interconectado Nacional (SADI).

Este paso se conoce como la energización del proyecto, y conecta transformadores y circuitos de media tensión. Con la vinculación a la red, se da inicio a la fase de comisionado donde se realizan ajustes y configuraciones junto a una serie de pruebas funcionales, que representan la antesala a la puesta en servicio y generación de energía del parque

Cabe destacar que el Parque Solar El Quemado ya cuenta con un 70% de estado de avance y más de 210.000 paneles bifaciales instalados.

Características Técnicas:

  • Ubicación: departamento de Las Heras, a 53 km de la ciudad de Mendoza.
  • Capacidad instalada: 305 MW.
  • Inversión: USD 210 millones aprox.
  • Factor de capacidad estimado: 31,4%.
  • Instalación de 511.000 paneles fotovoltaicos bifaciales.
  • Plazo total de construcción: 18 meses. La obra inició en enero de 2025.
  • Empleo en etapa de obra: más de 400 personas en el pico de obra.
  • 87% empleos locales en etapa de obra.
  • Superficie: más de 600 hectáreas.
  • Interconexión: se conecta al Sistema Argentino de Transporte Eléctrico (SADI) a través de una nueva estación transformadora de 220/33kV.

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YPF y DLS firman contrato récord y suman siete equipos de última generación a Vaca Muerta

YPF adjudicó a DLS Archer el mayor contrato de servicios de perforación en Vaca Muerta, por cinco años y con siete equipos de última generación, en un acuerdo que marca un hito para la industria.

El contrato prevé provisión y operación de equipos con tecnología de punta e integración de servicios de Perforación Controlada por Presión (MPD), además de mejoras en estándares actuales que refuerzan la eficiencia, la seguridad y el desempeño ambiental.

Según replicó la agencia Noticias Argentinas, la adjudicación se alinea con la estrategia de crecimiento de DLS Archer profundizada en 2024 tras la adquisición de ADA, subsidiaria de Air Drilling Associates Inc., lo que diversificó su portafolio y consolidó su liderazgo como proveedor de soluciones integrales para recursos no convencionales.

Gerardo Molinaro, VP de Land Drilling de DLS Archer, afirmó que la firma del contrato con YPF reafirma su compromiso con la excelencia y consolida una relación estratégica que seguirá transformando la industria.__IP__

En tanto, el CEO de Archer, Dag Skindlo, sostuvo que la confianza de YPF fortalece el posicionamiento y la rentabilidad local y consideró que el crecimiento sostenido del sector en Argentina impulsará nuevas oportunidades en el corto y mediano plazo.

La alianza entre DLS Archer e YPF representa un paso decisivo hacia un futuro más competitivo, innovador y sostenible para el sector energético argentino.

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El plan de energía solar que jóvenes de Necochea diseñaron para pueblos del municipio

Un grupo de jóvenes egresados del Centro de Formación Profesional N.º 402 “Tomás Paolini” presentó un ambicioso proyecto de parques solares en el Partido de Necochea, enmarcado en la Ley de Generación Distribuida de la provincia de Buenos Aires, que ya cuenta con media sanción en la Cámara de Diputados.

Los autores de las propuestas de energía solar son Matías Espíndola, Antonio Leguizamón, Mauro Burgos, Javier Álvarez y José Alonso, acompañados por el profesor Norberto Cafiel, quienes desarrollaron sistemas de generación en baja tensión, sin inyección a media, destinados a redes existentes en distintas localidades del distrito, informó Ecos Diarios.

Energía solar para pequeños pueblos

Uno de los proyectos está pensado para Claraz, pueblo rural de 650 habitantes a 95 kilómetros de la ciudad de Necochea, donde se busca abastecer al Barrio Pachán, conectado a un transformador de 16 KVA. Durante el día, mientras haya radiación solar, la energía que consuman los vecinos provendrá de los panales solares, lo que generará un ahorro económico para la distribuidora, ya que no deberá comprar esa energía a CAMMESA. Por la noche, el sistema volverá a tomar suministro de la red convencional, mejorando además la tensión en otras zonas.

Para el Balneario Los Ángeles -a 35 kilómetros de Necochea, con una población estable de un centenar de personas pero que en verano puede multiplicarse por diez- se diseñaron dos propuestas. La primera prevé un parque solar sobre una subestación de 25 KVA ubicada en el acceso al balneario, que abastecería a más de 25 usuarios durante el día bajo el mismo criterio. La segunda contempla un parque solar aislado con baterías para sectores donde actualmente no hay red eléctrica, permitiendo que los vecinos puedan contar con energía mediante inversores y acumuladores, mientras se avanza en el tendido formal.

Por otra parte, los jóvenes emprendedores expusieron su iniciativa ante la secretaria de Gobierno, Paula Faramiñán, en una reunión de la que participaron los delegados de La Dulce, Ramón Santamarina, Juan N. Fernández y Claraz.

Cómo concretar este sueño

Respecto al financiamiento, el profesor Cafiel afirmó que podrá concretarse a través de la Provincia, aportes privados o del propio Municipio, que será quien defina el esquema final. La inversión estimada ronda los 13 a 14 millones de pesos por parque, “un valor similar al de un vehículo usado”, detalló. “Este es el presente, no el futuro. Todo el mundo apuesta a mejorar el medio ambiente y a las energías limpias”, remarcó el docente.

En cuanto a la ejecución, señaló que la primera etapa de obra se realizaría como experiencia formativa para los estudiantes, sin costo de mano de obra. En una segunda instancia, si se avanza con nuevos parques, se buscará que los jóvenes también puedan obtener rentabilidad por su trabajo.

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El Gobierno quiere licitar el Belgrano Cargas el próximo trimestre, logística clave para la industria minera

El Gobierno nacional pretende lanzar la licitación para la privatización de Belgrano Cargas el primer trimestre de 2026 y poder concretar el traspaso de las operaciones a mediados del próximo año, según anunció Alejandro Núñez, presidente de Belgrano Cargas y Logística S.A. Luego de la privatización de corredores viales y las primeras cuatro represas hidroeléctricas con concesiones vencidas, el Gobierno pretende avanzar con un transporte clave para la competitividad de varios proyectos mineros metalíferos y de litio.

Núñez, al participar del Seminario Oro, Plata y Cobre de Panorama Minero, advirtió que el sistema ferroviario argentino experimenta una baja densidad de carga. “Dicho de otro modo, se transporta muy poco para la gran amplitud de la red. Esto no nos permite afrontar los elevados costos fijos que tenemos como compañía”, explicó.

Para revertir esta situación, se delineó un plan de obras que habilita la participación de capitales privados. “Es hora de romper el círculo vicioso de nuestro sistema ferroviario con una inversión de magnitud que permita duplicar o triplicar al menos la carga actual”, sentenció el directivo, quien consideró que los trenes desempeñarán un rol protagónico en el relanzamiento de la industria minera nacional.

Desintegración vertical

Es imposible, a su criterio, evitar la alternancia política en el país. “Lo relevante, en todo caso, es que las empresas puedan trazar planes a largo plazo sabiendo que ciertas condiciones no van a alterarse con el paso del tiempo. Se requiere un marco de negocios estable por 50 años”, reseñó el directivo al detallar el plan que prevé realizar la licitacion a través de pliegos diferentes en un proceso de desintegración vertical.

A través del Decreto 67/2025, el Gobierno Nacional habilitó el proceso de privatización total de la empresa Belgrano Cargas y Logística S.A. La medida se fundamenta en la convicción política de reducir la participación del Estado en actividades empresariales. La empresa era una de las compañías del Estado que estaba incluida en la Ley Bases sujetas a privatización, y en este marco, el Ministerio de Economía encomendó a la Agencia de Transformación de Empresas Públicas (ATEP), dar cumplimiento a su concesión.

De esta manera, los pliegos permitirán ofertar por uno o todos los activos y servicios del Belgrano Cargas, considerando como una unidad independientes el material rodante; las vías férreas y los inmuebles y los talleres ferroviarios. Sólo las tierras y las vías continuarán siendo de propiedad del Estado nacional. La idea es evitar un esquema monopólico privado como se hizo en la privatización de los ferrocarriles en la déada del 90, mediante un esquema fragmentado que permita participar a empresas especializadas en cada una de las etapas.

Un dato central es que el esquema propuesto es de concesión de infraestructura open access o de acceso abierto, ya que los pliegos obligarán al concesionario a permitir el uso del sistema a todos los operadores que quieran transportar carga por esas vías. Por eso la privatización del Belgrano Cargas, como del San Martín Cargas también en desarrollo, no invalidará la actividad de otros operadores privados para incrementar la competencia en el servicio logístico.

Bernardo Ayala, CEO de GMXT USA

Hasta el momento se conoció el interés público de al menos tres interesados en participar de la licitación, dos de ellos eventuales grandes dadores de cargas. Se trata de un consorcio de compañías cerealeras encabezadas por Aceitera General Deheza (AGD), la compañía minera Río Tinto, y el Grupo México Transportes (GMXT), un gigante logístico que participó de la privatización de los ferrocarriles mexicanos en los 90.

Una propuesta de US$3.000 millones

En el mismo encuentro de Panorama Minero, Bernardo Ayala, CEO de GMXT USA, destacó que la gran diferencia de la compañía es su rol exclusivo como operador ferroviario, sin ser consumidor o transportador de sus propios productos, lo que garantiza un interés en el desarrollo de todos los productos y sectores.

La compañía, que maneja una red de más de 11.000 kilómetros de vías en México y Estados Unidos, proyecta una inversión inicial de hasta US$3.000 millones para la modernización de la red en la Argentina, un volumen acorde con sus operaciones de gran escala.

GMXT pertenece a Grupo México, uno de los grupos industriales más grandes de Latinoamérica, que registró ventas de US$16 mil millones y un EBITDA de US$8 mil millones. La estructura corporativa, que incluye una división minera (tercer productor de cobre en el mundo), provee un sólido respaldo financiero y técnico para afrontar proyectos de alta complejidad

Ayala explicó que la intención de GMXT es tomar el control total de la operación de la red (mantenimiento de la vía, locomotoras y operación), lo que permitirá implementar nuevos procesos que generen «ineficiencias muy importantes» en un período de 15 a 20 meses máximo, con el objetivo de convertir la carga que actualmente se mueve por ruta.

, Ignacio Ortiz

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Cuáles son los mercados de exportación para los proyectos de GNL

El acuerdo de venta de gas natural licuado recientemente suscrito entre el consorcio Southern Energy y una empresa de Alemania fue uno de los temas principales en un panel sobre GNL en el Energy Day que organizó EconoJournal. Referentes de Pan American Energy (PAE) y Excelerate Energy abordaron cuáles son los mercados de exportación del fluido y el futuro de las importaciones a medida que la producción de Vaca Muerta continúa en ascenso.

Gabriela Aguilar, Country Manager de Excelerate Energy, y Rodolfo Freyre, VP de Gas y Energía de Pan American Energy Foto: Dan Damelio.

Southern Energy (SESA) y SEFE (Securing Energy for Europe), compañía energética propiedad del gobierno de Alemania, formalizaron la semana pasada un acuerdo marco para la venta de dos millones de toneladas anuales de GNL durante un período de ocho años. La exportación comenzará con el inicio de operación del primero de dos buques licuefactores, el “Hilli Episeyo”, previsto para 2027.

Rodolfo Freyre, VP de Gas y Energía de PAE, una de las petroleras que conforman el consorcio SESA, subrayó lo novedoso del proceso. «Partimos al revés de lo que se hace en un proyecto tradicional, donde primero se firma un contrato de venta de GNL y después se va a buscar el financiamiento. Hicimos toda la vuelta inversa y nos faltaba la frutilla del postre, que era tener un contrato. Esto viene a coronar eso en la estrategia que tenemos en Southern Energy de comercialización del LNG«, explicó Freyre.

Rodolfo Freyre, VP de Gas y Energía de Pan American Energy. Foto: Dan Damelio.

Los mercados para el GNL argentino

El acuerdo entre Southern Energy y SEFE supone el primer hito en la agenda de comercialización de GNL desde la Argentina y abre la pregunta sobre cuáles son las oportunidades de exportación.

Gabriela Aguilar, Country Manager de Excelerate Energy, puso el foco en los mercados de pequeña y mediana escala. «Antes lo único que se pensaba en GNL eran mercados de largo plazo y muy grandes. Hoy por hoy no solamente son mercados flexibles y de corto plazo, de 5 a 10 años, sino también cómo desarrollar la pequeña y mediana escala, como el Caribe, por ejemplo», dijo Aguilar.

Por el lado de Southern Energy, su proyecto tendrá una capacidad para exportar hasta seis millones de toneladas anuales de GNL cuando el segundo barco licuefactor, el buque MK II, ingrese en operación, prevista para el 2028. Freyre explicó que ya estan trabajando en la licitación para la construcción del gasoducto dedicado entre Tratayén (Neuquén) y San Antonio Oeste (Río Negro) que será necesario para abastecer de gas al segundo buque.

«Tenemos un año más para la entrada del segundo barco. Nos da tiempo para en algún momento del inicio del primer semestre del año que viene ya empezar a buscar nuevos compradores para los otros tres millones de toneladas, y siempre algún volumen va a quedar para poder vender en el spot», explicó el directivo de Pan American Energy.

Los mercados en Asia están en el radar del consorcio. «Mi apuesta
hubiese sido que el primer cliente iba a ser un cliente en el mercado asiático, que es el que viene con mayor crecimiento. Me equivoqué, terminó siendo el europeo», añadió.

Gabriela Aguilar, Country Manager de Excelerate Energy. Foto: Dan Damelio.

Importaciones

El crecimiento de la producción de gas natural en Vaca Muerta tuvo un impacto fuerte sobre las importaciones de GNL. La referente de Excelerate Energy recordó que el país pasó de importar un pico de 106 cargamentos de GNL en 2013 a unos 24 cargamentos este año.

Sin embargo, Aguilar consideró que las importaciones siguen aportando la mejor opción económica para cubrir los picos de demanda. «La presencia del GNL, más allá de el desarrollo de la exportación, lo que brinda es seguridad energética al maximizar la infraestructura que se tiene. No tiene sentido desarrollar infraestructura de gasoducto, por ejemplo, para un pico de demanda durante cincuenta días«, analizó.

Las importaciones también pueden servir de apoyo al cumplimiento de los contratos de exportación al garantizar el cubrimiento de la demanda interna de gas. «Si en algún momento fallase esa estructura de seguridad energética, donde la prioridad de alguna manera siempre va a ser la demanda interna, es una seguridad también de que existan mecanismos para asegurar el largo plazo de los contratos de exportación«, concluyó Aguilar.

, Nicolás Deza

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Trina Storage desplegaría 2,5 GWh en proyectos BESS clave de la región en 2026: “Estamos cotizando proyectos de 8 a 10 horas”

Durante su intervención en el Panel 1 del Día 1 del FES Chile 2025, Vicente Walker, Head of Trina Storage para América Latina y el Caribe, trazó un panorama claro: la compañía entregó 1,2 GWh de sistemas de almacenamiento este año y ya tenía 2,5 GWh firmados para 2026, con foco en Chile y Argentina.

El ejecutivo afirmó que hoy ya no es viable desarrollar proyectos solares en el norte chileno sin integrar almacenamiento desde la etapa inicial. El curtailment, que se intensificó en esa zona, ya empezó a extenderse hacia el centro-sur, lo que impulsa nuevas soluciones tanto híbridas como stand-alone.

Trina Storage, por ejemplo, ya está hibridando dos grandes parques solares en el norte del país y anticipa que en los próximos meses comenzarán a implementarse sistemas de batería también en otras regiones.

La empresa observa que las condiciones de mercado son dispares y exige adaptar cada solución a su contexto técnico, económico y normativo. En Perú, por ejemplo, la paridad de precios entre día y noche impide hacer arbitraje, lo que obliga a repensar los modelos de ingresos.

En Argentina, Trina está ejecutando proyectos de almacenamiento que solo operan en los meses críticos del invierno o verano para evitar picos de consumo. Todos estos diseños responden a una lógica clave para la compañía: construir modelos viables y específicos para cada sistema eléctrico.

A nivel tecnológico, Trina viene impulsando mejoras sustanciales. “Estamos cotizando proyectos de 8 a 10 horas”, afirmó Walker, lo que representa un salto respecto al promedio actual en la región. La firma también está por firmar su primer contrato con baterías de 6,25 MW, superando el estándar de 5 MW que venía siendo común.

Estas soluciones avanzadas son resultado del trabajo de un equipo de 800 personas dedicadas a I+D, que lograron incrementar la densidad energética, reducir la degradación y optimizar la eficiencia de los ciclos. Las nuevas baterías alcanzan una vida útil de 20 años, con un 74% de capacidad residual.

También se elevaron algunos puntos porcentuales en el round trip efficiency, un factor crítico que afecta directamente la rentabilidad de los proyectos. “El round trip efficiency y la degradación son temas que afectan muchísimo el modelo financiero del cliente”, precisó.

Walker también remarcó la importancia de optimizar proyectos de forma integral, combinando las tres unidades de negocio de la empresa: módulos, trackers y almacenamiento.

“Podemos buscar optimizaciones de costo muy importantes para el proyecto”, afirmó, señalando beneficios tanto en compatibilidad técnica como en costos operativos.

Un punto central de su exposición fue la tecnología de grid forming, que ya está integrada en los proyectos que la compañía entregará en 2026. No obstante, su desarrollo enfrentaba un vacío regulatorio.

“No hay un reglamento claro de cómo se va a solicitar y cómo se va a pagar”, advirtió. Por eso, Trina consideró clave que los nuevos proyectos incluyeran el hardware necesario desde el inicio, ya que “el día de mañana puede ser un modelo que agregue unos puntos más al modelo financiero del cliente”, argumentó.

La conclusión de Walker fue contundente: “La combinación solar más almacenamiento es probablemente la energía más barata y más confiable de generar hoy”. En un mercado cada vez más competitivo, Trina Storage apostó por tecnología, diseño adaptado y eficiencia como claves para sostener su liderazgo en la transición energética de la región.

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San Juan acelera sus planes solares: transmisión, nuevos parques y fabricación de paneles propios

San Juan avanza para consolidarse como la provincia líder en generación solar de la Argentina. Con más del 30% de los parques solares en operación del país, Empresa Provincial Sociedad del Estado (EPSE) acelera su estrategia con foco en nueva infraestructura, proyectos fotovoltaicos y producción de tecnología local.

“Nuestra capacidad de exportación está al límite; tenemos zonas con problemas de estabilidad dinámica porque la generación supera ampliamente la demanda y está alejada de los nodos de consumo”, alertó Lucas Estrada, presidente de EPSE, durante el ciclo de entrevistas Leaders de Energía Estratégica. 

Para dar respuesta a esta situación crítica, ya está en marcha una línea de 132 kV en doble terna, que sumará 180 MW de capacidad al sistema y permitirá la interconexión entre las estaciones transformadoras Ullum y Albardón – Chimbas.

Esa infraestructura abrirá espacio a dos nuevos parques solares. El primero es Ullum Alpha, con 50 MW de capacidad y 70% de avance, que lleva adelante la compañía Genneia y que se prevé inaugurar en el primer semestre de 2026

“A ello se le agrega que tenemos una cartera de varios proyectos fotovoltaicos que seguimos desarrollando, a la espera de la ampliación del sistema de transporte. Contamos con más de 350 MW de desarrollo en Tocota, donde el factor de planta supera el 30%”, aseguró Estrada. 

Uno de los hitos más relevantes dentro de ese proceso es la firma de un memorándum de entendimiento con PowerChina y Shanghai Electric para desarrollar nuevos proyectos renovables, que podrían incorporar sistemas de baterías. Dichos proyectos proyectos sumarían 350 MW a partir de Tocota VI, VII y VIII y permitirán incrementar el parque de generación en la zona 

“Estamos en constante diálogo con los grandes usuarios del sistema, ya sea con las empresas mineras, sobre todo de cobre, y con generadores que están instalados o quieren instalarse en San Juan, a fin de tener energía muy competitiva para la industria”, complementó el presidente de EPSE. 

Del mismo modo, la empresa desarrolla iniciativas más acotadas enmarcadas en la ley de generación distribuida, con proyectos de entre 5 y 10 MW (algunos bajo la figura de generador comunitario) orientados a fortalecer la red en zonas alejadas y dar soporte a desarrollos agrícolas, con ejecución prevista para 2026

En paralelo, la provincia acelera su apuesta por la fabricación de tecnología nacional. Tras las demoras dadas por condiciones en el mercado de comercio exterior, la entidad logró destrabar el contrato y adquisición del laminador necesario para la adecuada operatividad que permitirá alcanzar una capacidad anual de producción de 450 a 500 MW, muy por encima de los 70 MW inicialmente previstos.

“El gobernador Marcelo Orrego ha tomado como buque insignia la puesta en marcha de la fábrica de paneles solares, la cual prevemos entre en operación entre julio y agosto 2026,  tras una fase de ensamblaje de 45 días, seguida por otros 45 días de puesta en marcha y hasta 4 meses de pruebas”, aseguró el entrevistado. 

“La primera fase será en vacío, para probar la comunicación entre máquinas; la segunda medirá calidad y eficiencia de los módulos, paneles por unidad de tiempo y todos los parámetros productivos”, detalló Estrada. Una vez completado el proceso, los paneles serán enviados al exterior para certificación internacional, paso clave para el acceso a mercados globales.

Justamente, EPSE ya planifica su desembarco internacional, a tal punto que analizan oportunidades de colaboración con Estados Unidos ante las restricciones arancelarias impuestas por dicho país a los paneles fotovoltaicos producidos en China, aprovechando también las relaciones entre Argentina y EE.UU. 

Nuevo marco de mercado y tecnologías emergentes

La reconfiguración del mercado eléctrico mayorista argentino habilitó un nuevo escenario para la inversión en generación. A partir de los nuevos lineamientos de la Secretaría de Energía, se prevé la coexistencia de un mercado de energía y uno de potencia, lo que mejora sustancialmente los ingresos de los proyectos. 

En ese marco, EPSE desempolvó un proyecto de energía geotérmica que había trabajado durante años y que podría aportar más de 50 MW de potencia firme al sistema. 

“También estamos a la espera de poder firmar algunos contratos de energía y sobre todo potencia con nuestras centrales hidroeléctricas”, concluyó Estrada.

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360Energy se expande a Brasil y México con proyectos solares por más de 150 MW

En el marco de su participación en el PV Book 2025, una publicación de referencia para el sector solar en América Latina, 360Energy expone su hoja de ruta para consolidarse como una empresa regional integrada en la transición energética. La compañía no solo amplía sus operaciones fuera de Argentina, sino que también proyecta nuevas soluciones tecnológicas y refuerza su impacto ambiental y social.

La firma inició una nueva etapa de expansión regional con proyectos solares fotovoltaicos en Brasil y México, donde actualmente desarrolla una planta en la ciudad de Goiana, en el nordeste brasileño, y otra en Saltillo, en el norte mexicano. Ambas iniciativas superan los 150 MW de potencia instalada.

Estos desarrollos se suman a una cartera activa en Argentina que supera los 200 MW, entre obras en ejecución y proyectos en etapa de ingeniería avanzada. Esta estrategia apunta a posicionar a 360Energy como un actor solar latinoamericano con alcance internacional.

En el plano local, destacan el parque solar La Rioja III, adjudicado bajo el programa RenMDI, y un desarrollo fotovoltaico para abastecer parte de la demanda energética de la planta industrial de Stellantis, en El Palomar. Este último será el primero de la empresa en incorporar almacenamiento con baterías (BESS), una tecnología que también comenzará a aplicarse en otras instalaciones.

El almacenamiento se constituye así como una nueva unidad de negocios de 360Energy, con soluciones orientadas tanto a nuevos desarrollos como a parques solares ya operativos. Esta evolución responde al objetivo de la compañía de consolidarse como una empresa solar integrada, que articula generación, almacenamiento, comercialización e innovación tecnológica.

En cuanto a la energía generada, actualmente se comercializa a través de tres esquemas: contratos en el Mercado a Término de Energías Renovables (MATER), acuerdos bilaterales con grandes usuarios y ventas directas a CAMMESA. Esta estructura permite flexibilidad comercial y diversificación de ingresos, claves para su modelo de negocios.

La empresa también proyecta sumar tecnologías complementarias, como carports solares, más capacidad de almacenamiento BESS y, eventualmente, producción de hidrógeno verde en los proyectos donde haya viabilidad técnica y demanda industrial o de exportación.

Todo este crecimiento se acompaña de una fuerte política sustentable. Según su Reporte de Sostenibilidad 2024, 360Energy generó 413 GWh de energía solar y evitó la emisión de 177.500 toneladas de dióxido de carbono. Durante el mismo período, inició operaciones en España, México y Brasil, lo cual implicó reorganizar estructuras, incorporar talento en nuevos territorios y trasladar sus estándares de gestión más allá de Argentina.

En palabras de Federico Sbarbi Osuna, CEO para el Hemisferio Sur, el proceso implicó una transformación significativa: “Evolucionamos de ser una compañía argentina con operación local para crecer con presencia en nuevos países”.

A nivel social, el reporte también menciona acciones de impacto en comunidades de La Rioja, San Juan, Catamarca y Buenos Aires, reforzando un enfoque que combina desarrollo económico, tecnología limpia y compromiso territorial.

De esta manera, 360Energy se consolida como un actor regional en la transición energética, con una propuesta que articula crecimiento internacional, integración tecnológica y gestión sostenible.

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México publica el nuevo Reglamento de la CFE como Empresa Pública del Estado

El Gobierno de México oficializó la expedición del Reglamento de la Ley de la Empresa Pública del Estado, Comisión Federal de Electricidad (CFE), un nuevo marco normativo que redefine la operación, gobernanza y procesos internos de la empresa energética más grande del país. El decreto fue publicado este 2 de diciembre de 2025 en el Diario Oficial de la Federación.

El nuevo reglamento sustituye al que permanecía vigente desde 2014 y tiene como objetivo fortalecer la transparencia, la eficiencia operativa, el control interno y la alineación estratégica de la CFE con las políticas nacionales de energía y sostenibilidad. Con ello, el Gobierno de México actualiza la estructura regulatoria en un contexto de transición energética y demanda creciente de infraestructura eléctrica.

Entre las disposiciones más relevantes se encuentran reglas reforzadas para la integración y funcionamiento del Consejo de Administración, que incluyen requisitos precisos para la designación y remoción de personas consejeras, mecanismos de prevención y declaración de conflictos de interés, y un mayor nivel de transparencia mediante la publicación de información y expedientes. Asimismo, se fortalecen las funciones de los comités internos, entre ellos el Comité Especial, con nuevas directrices para su operación, toma de decisiones y levantamiento de actas.

El reglamento establece también la obligación de que las empresas filiales de la CFE alineen sus actividades con el Programa de Desarrollo de la empresa, adopten medidas de cumplimiento normativo y operen bajo lineamientos de austeridad. En materia de vigilancia, incorpora la aplicación de normas internacionales de auditoría e información financiera, además de definir atribuciones para auditorías internas, externas y las realizadas por la Auditoría Superior de la Federación.

En cuanto a adquisiciones, arrendamientos y obras, el documento introduce cambios significativos a los procesos de contratación. Se contemplan mecanismos como subastas ascendentes y descendentes, nuevos límites para adjudicación directa e invitaciones restringidas —actualizables anualmente conforme al INPC—, criterios más estrictos para justificar contrataciones por urgencia y medidas para evaluar las políticas de integridad de proveedores. El reglamento dedica un apartado detallado al procedimiento del recurso de reconsideración, que abarca plazos, requisitos, suspensión, garantías y efectos de las resoluciones.

Otro elemento central es el fortalecimiento de la sostenibilidad institucional. El Plan de Sostenibilidad de la CFE deberá alinearse con la Estrategia Nacional de Transición Energética, los planes sectoriales de energía e hidrocarburos, y los compromisos internacionales adquiridos por México en materia ambiental. Esto impulsa una visión de largo plazo para el desarrollo de infraestructura eléctrica acorde con estándares nacionales e internacionales.

El reglamento también define atribuciones para la Persona Comisaria, encargada de elaborar la evaluación anual del desempeño de la CFE. Dicho informe deberá hacerse público en las páginas oficiales de la empresa y de la Secretaría Anticorrupción y Buen Gobierno, fortaleciendo los mecanismos de rendición de cuentas. Los artículos transitorios establecen que la evaluación correspondiente al ejercicio 2024 deberá ser presentada a más tardar el 31 de diciembre de 2025.

Con la publicación de este decreto, el Gobierno de México busca consolidar una CFE con mayor claridad normativa, controles más robustos y una operación alineada a metas de eficiencia, transparencia y sostenibilidad. La actualización llega en un momento clave para el sistema eléctrico nacional y marca un paso significativo en la modernización regulatoria del sector energético del país.

DOF – Diario Oficial de la Federación

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La CNE da por finalizados los contratos de Canadian Solar adjudicados en la licitación 2017/01

La Comisión Nacional de Energía (CNE) aprobó el término anticipado de los contratos de suministro adjudicados en la licitación pública nacional e internacional 2017/01 al generador Canadian Solar Libertador Solar Holding SpA.

Según informó la entidad a través de un comunicado oficial, la medida se basa en el incumplimiento del inicio del suministro por parte de la empresa, y se enmarca en lo establecido en el artículo 21 de las Bases de Licitación. De acuerdo a la normativa, este tipo de faltas habilita a la CNE a proceder con la finalización anticipada de los contratos suscritos.

El término anticipado afecta a los contratos celebrados entre Canadian Solar y las siguientes ocho empresas distribuidoras: Enel Distribución Chile S.A., Compañía General de Electricidad S.A., Empresa Eléctrica de la Frontera S.A., Empresa Eléctrica de Aisén S.A., Empresa Eléctrica de Magallanes S.A., Luz Osorno S.A., Sociedad Austral de Electricidad S.A. y Empresa Eléctrica de Atacama S.A.

Todos los contratos fueron firmados en el marco del proceso licitatorio 2017/01, uno de los mecanismos establecidos por el Gobierno chileno para asegurar el suministro a clientes regulados a través de la incorporación de energía proveniente de nuevas fuentes generadoras.

Desde la CNE indicaron que el incumplimiento de las condiciones contractuales por parte de Canadian Solar Libertador Solar Holding SpA fue debidamente acreditado, y que por ello la medida fue tomada en estricto cumplimiento del marco legal vigente.

Con esta resolución, la Comisión formaliza el cierre de los contratos, estableciendo como fecha de término el día 2 de diciembre de 2024, según lo dispuesto en la resolución exenta N°559.

Hasta el momento, Canadian Solar no ha emitido una declaración pública respecto de esta decisión, que implica el fin anticipado de su participación contractual en el suministro a clientes regulados a través de las distribuidoras mencionadas.

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España impulsa la producción de hidrógeno verde con 126 M€ en la primera subasta nacional

El Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (MITECO) ha asignado 126,4 millones de euros del mecanismo de subastas como servicio (AaaS) para financiar la producción de hidrógeno renovable a dos proyectos localizados en la Comunidad Valenciana y Castilla y León, de acuerdo con las resoluciones que pueden consultarse aquí y aquí. Estas dos iniciativas suman una potencia de electrolisis de 160 MW y fueron preseleccionadas en la segunda subasta general del Banco Europeo del Hidrógeno.

Las resoluciones corresponden a la primera convocatoria nacional de AaaS, que abrió una vía para financiar con fondos nacionales proyectos preseleccionados por la Comisión Europea en el orden de puntuación fijado por la Agencia Ejecutiva Europea de Clima, Infraestructuras y Medio Ambiente (CINEA), pero que no habían obtenido fondos al haberse agotado el presupuesto. Las ayudas de esta primera convocatoria nacional de AaaS están gestionadas por el Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE), adscrito al MITECO, y financiadas con fondos del Plan de Recuperación, Transformación y Resilencia (PRTR).

Los incentivos se estructuran como subvenciones al hidrógeno producido y certificado como cien por cien renovable –RFNBO, según la Directiva de Energía Renovable–, por un período máximo de 10 años desde el inicio de operación, en proyectos que respeten el principio de no ocasionar un daño significativo al medio ambiente en todas sus fases. Es la primera vez en España que las ayudas no se dan a la inversión en activos, sino a la producción del H2 renovable.

Proyectos seleccionados

El proyecto con mayor dotación económica ha sido ‘Orange.Bat’, que recibirá una ayuda de 82,5 millones. Contempla la construcción de una planta de producción de hidrógeno renovable electrolítico en Onda (Castellón), que incluye un electrolizador alcalino de 100 MW, con una producción anual estimada de 11.960 ton/año. La electricidad consumida procederá de parques eólicos y fotovoltaicos, y dará servicio a 11 industrias cerámicas de la Comunidad Valenciana.

Por su parte, el proyecto ‘eM Numancia’, con una ayuda asignada de 43,9 millones, contempla la construcción de una planta de producción de hidrógeno renovable electrolítico en Garray (Soria) para la producción de metanol verde que se destinará a cinco industrias del sector químico, maderero, logístico y marítimo. Incluye un electrolizador alcalino de 60 MW alimentado por parques eólicos y fotovoltaicos, con una producción anual de hidrógeno estimada de 6.363 ton/año y 33.334 ton/año de metanol verde.

H2 renovable, una apuesta país

Esta subasta nacional forma parte de la apuesta del Gobierno por el hidrógeno renovable como factor clave para eliminar las emisiones de CO2 de la industria, el transporte pesado y otros sectores difíciles de descarbonizar, y en coherencia con el desarrollo del PERTE de Energías Renovables, Hidrógeno y Almacenamiento (ERHA).

A día de hoy, el IDAE ha concedido ayudas a proyectos de hidrógeno ‘verde’ por un importe total de 2.721 millones, con programas como H2 Pioneros, H2 Cadena de Valor, H2 Valles y varias oleadas de IPCEI (Proyecto Importante de Interés Común Europeo IPCEI) lanzadas por Bruselas. En suma, casi 3.000 millones de los fondos del PRTR y la Adenda destinados al capítulo del H2 verde, clave en el proceso de descarbonización y en la creación de un completo ecosistema tecnológico e industrial asociado, según lo previsto en la Hoja de Ruta del Hidrógeno Renovable y en el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC).

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Sungrow convoca al Summit Latam 2025 en Chile con foco en innovación energética

Sungrow, líder global en inversores solares y soluciones de almacenamiento, convoca a los referentes del sector energético a participar del Summit Latam 2025, que se celebrará el 11 de diciembre en el Centro de Eventos La Dehesa, Santiago de Chile, a partir de las 16:00 horas.

El encuentro reunirá a ejecutivos, especialistas técnicos y socios estratégicos de toda la región, con el objetivo de mostrar el portafolio de productos de última generación de la compañía y analizar las tendencias que están moldeando el futuro energético mundial. Se trata de un evento exclusivo, al que solo se podrá acceder mediante inscripción previa, disponible a través del portal oficial:

Inscripción

La jornada comenzará con la acreditación a las 16:00, seguida por un completo bloque de conferencias técnicas y comerciales desde las 17:00 hasta las 19:30. Entre los temas destacados se incluyen:

  • Market Trends (Tendencias del mercado)
  • Grid Analysis (Análisis de red)
  • ESS Product Launch
  • BESS Burn Test Insight
  • Grid-forming Technologies
  • Localized Services and LTSA Offerings
  • Projects Sharing
  • Free Discussion & Showcase Tour

Durante el evento se presentará el portafolio de soluciones de almacenamiento energético (ESS), con demostraciones de su desempeño técnico y pruebas de resistencia, además de analizar cómo las tecnologías grid-forming están permitiendo una integración más eficiente de energías renovables a la red eléctrica.

Sungrow también presentará servicios localizados y propuestas de acuerdos de soporte técnico a largo plazo (LTSA), diseñados para maximizar el rendimiento de las instalaciones y mejorar la disponibilidad operativa de los sistemas.

A las 20:00 comenzará el espacio de networking y cierre, donde los asistentes podrán compartir experiencias y establecer contactos estratégicos con otros líderes del sector.

Como parte de su estrategia de posicionamiento en Latinoamérica, Sungrow ha reforzado su participación activa en los principales encuentros del sector, incluyendo el Future Energy Summit (FES) Southern Cone, donde se destacaron varios de sus ejecutivos regionales en distintas instancias.

Durante el FES, participaron Gonzalo Feito, Andean Region Director, Jorge Alvarado, Key Account Manager y Jorge Cabrera, Service Business Development Manager, quienes brindaron su visión sobre el mercado y revelaron las innovaciones de la compañía.

Este despliegue regional refuerza el compromiso de Sungrow con el desarrollo energético de América Latina, tanto desde el punto de vista tecnológico como comercial. “Buscamos compartir conocimiento técnico de alto valor y acercar nuestras soluciones a los desafíos específicos de cada mercado”, explican desde la organización del evento.

La compañía ofrecerá en el evento una actualización sobre sus soluciones más recientes, incluyendo inversores de alta potencia, sistemas de almacenamiento inteligente, y plataformas digitales de operación y mantenimiento, diseñadas para mejorar la rentabilidad de proyectos de gran escala.

Además, el encuentro servirá como una instancia para fortalecer alianzas con desarrolladores, distribuidores, utilities y gobiernos, bajo una agenda que combina contenido técnico, visión estratégica y espacios de networking de alto nivel.

Con esta iniciativa, Sungrow consolida su presencia como un actor clave en la transformación energética de la región, y reafirma su apuesta por impulsar una transición sustentable, competitiva y tecnológicamente avanzada.

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Edison Energía se adjudicó Alicurá y Cerros Colorados. Paga u$s 226 millones, e invertirá otros u$s 200 millones

Edison Energía S.A., el grupo inversor argentino integrado por los hermanos Neuss, Inverlat Investments, Rubén Chernajovsky y Luis Galli, fue adjudicado para operar (por 30 años) la central hidroeléctrica Alicurá y el complejo hidroeléctrico Cerros Colorados, dos activos relevantes del sistema energético del Comahue.

En el marco de los procesos licitatorios internacionales impulsados por el Estado nacional, la compañía presentó las mejores ofertas: U$S 162 millones por Alicurá y U$S 64 millones por Cerros Colorados, “imponiéndose en ambos concursos, consolidando su estrategia de crecimiento y su apuesta de inversión en infraestructura energética argentina”, comunicó la compañía.

La inversión no solo contempla el pago de U$S 226 millones al Estado nacional en concepto de precio, sino también un compromiso adicional de inversión por U$S 200 millones, destinado a garantizar el óptimo mantenimiento, modernización y operación de los activos adjudicados, se indicó.

Si se suman los 191 MW del activo que Edison opera en Mendoza, ambos representan alrededor del 17 % de la generación hidroeléctrica nacional y aproximadamente 4.0 % de la generación eléctrica total, consolidándose como un actor clave del sistema energético argentino, se describió.

Alicurá es una central clave del sistema hidroeléctrico nacional, con 1.050 MW de potencia instalada y un embalse de 3.215 hm3, cumpliendo un rol esencial tanto en la regulación del río Limay como en el abastecimiento del Sistema Argentino de Interconexión.

Cerros Colorados constituye otro complejo estratégico del Comahue: ubicado sobre el río Neuquén, está integrado por las presas Portezuelo Grande, Loma de la Lata, El Chañar y Planicie Banderita, y tiene una potencia instalada cercana a 480 MW. Ambos activos cumplen un papel multipropósito, tanto para la matriz energética como para la gestión integral del recurso hídrico del país.

La incorporación de Alicurá y Cerros Colorados se integra al plan de desarrollo de Edison Energía, que este año adquirió la Empresa de Distribución Eléctrica de Tucumán (EDET), la Empresa Jujeña de Energía (EJESA), Líneas de Transmisión del Litoral (LITSA) y la generadora hidroeléctrica CEMPPSA en Mendoza.

“Edison Energía asumirá la operación de ambos complejos bajo los más altos estándares de seguridad, gestión ambiental y eficiencia técnica. La compañía impulsará inversiones orientadas al mantenimiento, modernización y optimización operativa de las centrales, con foco en garantizar confiabilidad, calidad de servicio y una gestión responsable del recurso hídrico”, aseveró la adjudicataria.

“Estamos muy entusiasmados con estos proyectos. Las adjudicaciones de Alicurá y Cerros Colorados reafirmaron nuestra confianza en el potencial energético del país y nuestro compromiso con un modelo de gestión profesional, moderno y orientado al desarrollo regional. Vamos a trabajar para potenciar estos activos emblemáticos y seguir fortaleciendo la matriz eléctrica argentina”, señalaron desde Edison Energía.

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SACDE, Techint y Contreras advierten sobre los cuellos de botella por el aumento de obras de infraestructura en el sector energético

La aceleración de proyectos estratégicos en Vaca Muerta —desde oleoductos y gasoductos hasta desarrollos de GNL— abrió un escenario de mayor presión operativa para las empresas de ingeniería y construcción. La superposición de iniciativas, el avance hacia modelos de inversión privada y la competencia por talento especializado se consolidan como los principales desafíos del sector, según plantearon Pablo Brottier (SACDE), Alejo Calcagno (Techint) y Alejandro Pérez Carrega (Contreras) en un panel del Energy Day organizado por EconoJournal. Los ejecutivos detallaron cómo cada compañía está ajustando su capacidad operativa frente a una demanda más intensa y simultánea.

Pablo Brottier (SACDE), Alejo Calcagno (Techint) y Alejandro Pérez Carrega (Contreras). Foto: Dan Damelio.

Pablo Brottier, director ejecutivo de SACDE, informó que el Oleoducto Vaca Muerta Sur alcanzó el cierre mecánico tras completar la última soldadura en noviembre. “En 150 días corridos se soldaron 440 kilómetros, con lluvia, viento y frío. El ducto está construido de punta a punta”, señaló. El proyecto, desarrollado junto con Techint, es una de las obras de transporte de crudo más relevantes de los últimos años y, según Brottier, “en Argentina estamos capacitados para ejecutar los proyectos que se necesitan”.

Sobre la ampliación del sistema Perito Moreno de TGS, Brottier subrayó que “es la primera gran iniciativa cien por ciento privada y va a riesgo”. Detalló que la obra incorporará capacidad de compresión en siete plantas —tres de ellas nuevas— y deberá entregar 14 millones de m³ diarios adicionales de gas para el invierno de 2027. “La obra no se puede atrasar porque los bancos y los accionistas esperan su retorno desde el día siguiente de la habilitación”, afirmó. Según estimaciones internas, el proyecto demandará cerca de 2.000 trabajadores a lo largo del trazado.

Pablo Brottier, director ejecutivo de SACDE. Foto: Dan Damelio.

Desde Techint, Alejo Calcagno, director de Operaciones para la región Sur, destacó que Vaca Muerta Sur implicó un salto de productividad frente a desarrollos previos como el Gasoducto Presidente Néstor Kirchner y las últimas ampliaciones de Oldelval. “Terminamos el ducto casi dos meses antes del programa y alcanzamos un récord de 175 soldaduras por día”, indicó. Agregó que el equipo avanza en instalaciones de superficie y pruebas hidráulicas con el objetivo de entregar la obra finalizada antes de abril de 2026.

Calcagno señaló además que Techint ya inició la primera etapa de Duplicar Norte, la ampliación del sistema de Oldelval que permitirá evacuar producción del hub norte de Vaca Muerta. También mencionó una agenda amplia de desarrollos futuros, entre ellos la ampliación de TGS, los proyectos de GNL de YPF y Pluspetrol y los gasoductos asociados a las iniciativas de GNL de PAE e YPF. “Las perspectivas son muy buenas. El primer semestre del año que viene va a estar cargado de definiciones”, anticipó.

Alejo Calcagno, director de Operaciones para la región Sur. Foto: Dan Damelio.

Por su parte, Alejandro Pérez Carrega, gerente de Operaciones de Contreras, analizó la infraestructura asociada al desarrollo de GNL. La empresa iniciará en los próximos días las obras que conectarán el Gasoducto San Martín con la terminal flotante del proyecto Southern Energy. “Queríamos ser parte de este proyecto porque entendemos que el GNL es el puente para el desarrollo energético que necesita Argentina”, afirmó. Contreras avanza además en obras de superficie para YPF y Vista, y en proyectos mineros vinculados especialmente al litio.

El desafío simultáneo: talento, innovación y minería

La superposición entre grandes obras energéticas y el avance de iniciativas mineras exige un ajuste en la capacidad constructiva local. Pérez Carrega advirtió que la disponibilidad de recurso humano calificado será uno de los principales cuellos de botella y coincidió con Brottier y Calcagno en que los programas de formación, las escuelas de soldadura y la capacitación técnica son esenciales para sostener el ritmo de obra.

Calcagno agregó que “incorporar soldadura automática, doble junta, drones, impresión 3D y digitalización en inspección nos permitió ganar velocidad y eficiencia”. También sostuvo: “La geopolítica favorece el nearshoring: tener proveedores cerca permite cumplir con los plazos justo a tiempo”.

Alejandro Pérez Carrega, gerente de Operaciones de Contreras. Foto: Dan Damelio.

Brottier ubicó la experiencia reciente de Vaca Muerta en un contexto más amplio, al que definió como un “triple milagro”: “El salto tecnológico de las petroleras, la decisión inédita de invertir en infraestructura de manera conjunta y el primer project finance puro aplicado a una obra de este tipo en el país”. Luego añadió: “Nuestro desafío es cuidar esos procesos: entrenar gente, sumar tecnología y desarrollar proveedores”.

En la misma línea, Pérez Carrega remarcó la importancia de fortalecer la colaboración entre empresas. “Cuando nos sentamos a repensar procesos y compartir aprendizajes, los tiempos bajan drásticamente. La construcción tiene un margen importante para mejorar, y el asociativismo va a ser clave”, finalizó.

, Cielo Manzi

energiaynegocios.com.ar, Información de Mercado

Gobierno de Buenos Aires activa el Plan Verano para reforzar el suministro de electricidad

La Subsecretaría de Energía del Ministerio de Infraestructura de la Provincia de Buenos Aires inició la ejecución del “Plan Verano”, una medida que se realiza por cuarto año consecutivo y que reforzará la generación eléctrica en los puntos críticos del territorio bonaerense para mejorar la calidad del servicio en la temporada de mayor demanda.

A partir del 15 de diciembre se instalarán unidades de Generación Temporaria en 6 nodos de transporte eléctrico claves de la Provincia de Buenos Aires, y su ubicación beneficiará no sólo al municipio donde se ubique, sino también a las localidades cercanas contempladas en los corredores eléctricos, se indicó.

Dichas unidades generadoras se colocarán en:
● Carmen de Areco: 4 Mw de potencia
Las localidades beneficiadas serán Pergamino, Arrecifes, Capitán Sarmiento y San Antonio de Areco.
● 25 de Mayo: 4 Mw de potencia
Las localidades beneficiadas serán Bragado y 9 de Julio.
● 9 de Julio: 4 Mw de potencia
Las localidades beneficiadas serán Bragado, Carlos Casares, Pehuajó y Trenque Lauquen.
● Pergamino: 5,7 Mw de potencia
Las localidades beneficiadas serán Rojas, Junín, Colón y Carabajales.
● Gral. Viamonte: 4,2 Mw de potencia
Las localidades beneficiadas serán Junín, Baigorria, Zavalia, Coronel Eduardo O´Brien, Warnes, El Arbolito, y Mariano H. Alfonso.
● Mar del Tuyu: 2,1 Mw de potencia
Las localidades beneficiadas serán las del Corredor Atlántico, comprendido por General Lavalle, San Clemente, Las Toninas, Santa Teresita, Mar de Ajó, Pinamar y Villa Gesell.

Para desarrollar este plan, la Dirección Provincial de Energía (DPE) realizó junto con Distribuidoras Eléctricas, cooperativas y municipios los estudios de cargabilidad de las redes de Alta Tensión para analizar y prever el mapa de nodos críticos para definir los puntos de posible déficit de potencia.

Además de esta solución coyuntural para la época de alta demanda, la Subsecretaría de Energía realizó obras de infraestructura que beneficiarán la calidad del servicio eléctrico en otros municipios, se destacó.

En los municipios de Mercedes y Bragado, las obras de infraestructura eléctrica de repotenciación permiten prescindir de los equipos de Generación Temporaria a los que la Provincia recurrió en otras temporadas, beneficiando al corredor norte de la provincia de Buenos Aires.

Asimismo, se están desarrollando obras en la red de Alta Tensión (AT) en las localidades de Chivilcoy, Guaminí y Quequén, que buscan fortalecer el mapa eléctrico de la Provincia de Buenos Aires, permitiendo transportar energía eléctrica a mayores distancias con pérdidas mínimas, mejorando la disponibilidad de potencia y la seguridad y confiabilidad del suministro.

Obras finalizadas 2025

La potencia que se instalará con el Plan Verano en los distintos nodos bonaerenses está relacionada con la demanda estacional, y con los picos de consumo en temporada. Para evitar gradualmente la instalación de las Unidades de Generación Móvil, la Subsecretaría de Energía finalizó durante el 2025 distintas obras eléctricas que refuerzan de forma permanente el servicio de energía y el mapa eléctrico provincial.

Tal es el caso de las Estaciones Transformadoras de media tensión en los municipios de Lincoln y Tres Lomas financiadas por el tesoro provincial.

Asimismo, se ejecutaron ampliaciones en el sistema que benefician a los municipios de San Nicolás, San Antonio de Areco, Saavedra, Mar Chiquita, Mercedes y 25 de Mayo.

El objetivo es generar proyectos de expansión para la red de transporte y subtransmisión de energía, que acompañan e impulsan el crecimiento de las economías regionales, se explicó.

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Las mejores fotos del Energy Day 2025 de EconoJournal

El Energy Day de EconoJournal reunió a la primera línea de la industria energética, referentes del sector privado, líderes empresariales y funcionarios del gobierno en una jornada marcada por el debate y el análisis, que reunió a más de 800 personas. A lo largo del encuentro, los participantes compartieron su visión sobre el estado actual del sector y los escenarios que podrían moldear la agenda energética rumbo a 2026.

Miguel Galuccio, CEO de Vista, estuvo a cargo de la apertura del evento.

Más de 800 personas participaron de una nueva edición del Energy Day,
el evento de fin de año organizado por EconoJournal.

La jornada contó con la participación del viceministro de Energía y Minería, Daniel González.

El evento reunió a referentes, funcionarios y actores de todos los segmentos de la industria energética.

Alejandro Macfarlane, accionista de Camuzzi, anunció en el evento un proyecto para exportar Gas Natural Licuado con una inversión de US$ 3900 millones en 20 años.

En su panel, Miguel Galuccio consideró que «hay que ser mucho más disruptivos en Vaca Muerta”.

El segundo panel de la jornada estuvo encabezado por Manuel Santos Uribelarrea, presidente de MSU Energy.
La jornada contó con la presencia de Rodolfo Freyre (Pan American Energy); Gabriela Aguilar (Excelerate Energy); -que compartieron un panel- y el diputado Martín Maquieyra.

Santos Uribelarrea aseguró: «El costo de nuestro financiamiento se redujo 30% después de las elecciones»

Juan José Carbajales, Facundo Matos Peychaux y Laura Hevia fueron parte del último E-Day del año.

El diputado Martín Maquieyra y Carlos Mundín (BTU) en el Energy Day de EconoJournal.

El evento se desarrolló en el Salón Dorrego del Club Hípico Alemán.

Javier Martínez Álvarez (Grupo Techint) disertó sobre Vaca Muerta como un proyecto integral en un tablero mundial convulsionado.

Alejandro Dugo (Pecom) y Paula Bertoglio (AESA) se sumaron a la nueva edición del Energy Day.

Gerardo Zmijak (Trafigura) y Nicolás Arceo (Consultora Economía y Energía) encabezaron el décimo panel de la jornada.

Verónica Pérez Guidek fue la conductora del evento.

Oscar Sardi, CEO de TGS, formó parte del panel dedicado a los nuevos proyectos de expansión en el upstream.

Oscar Sardi (TGS); Ricardo Hösel (Oldelval); Dolores Brizuela (Dow); y Tomás Córdoba (Compañía MEGA), con la moderación de Santiago Spaltro, llevaron a cabo el cuarto panel de la jornada.

El evento se desarrolló bajo el eje: «Líderes de la industria anticipan que pasará con la energía en 2026»

El Energy Day contó con diversos stands interactivos que podían recorrer los asistentes.

Las distintas estaciones permitieron dar a conocer cómo se puede aplicar tecnología en Vaca Muerta.

Nadia Sager, asesora integral energética en GEINSA.

Ricardo Ferreiro (Tecpetrol); Sergio Mengoni (TotalEnergies); Fausto Caretta (Pan American Energy); conversaron sobre los desafíos en el Upstream de hidrocarburos.
La periodista Cecilia Boufflet fue la moderadora del segundo panel del día.
Fernando Monteverde (Siemens); y Pablo Orlandi (AsproEnergy) disertaron sobre la innovación y tecnología en el sector.
La consultora Sabina Trossero estuvo a cargo de la moderación del último panel de la jornada.
Max Westen (YPF); y Martín Rueda (Harbour Energy); integraron el panel dedicado a infraestructura y upstream, con la moderación de Laura Hevia.

EconoJournal midió las emisiones asociadas a la organización y participantes junto a Svant. Los resultados servirán como base en la toma de decisiones para generar eventos sustentables.

El encuentro fue clave para potenciar el networking de los referentes del sector.
Fabián Varela (Compañía Mega) estuvo en el evento de EconoJournal.
El Energy Day tuvo lugar este martes 2 de diciembre en Buenos Aires.
En la nueva edición de este E-Day se abordó, desde distintos enfoques, el escenario que enfrentará el sector energético de cara a 2026.
Lea Ágreda, del equipo de EconoJournal.

Luciano Fucello (NCS Multistage) y Pablo Orlandi de (AsproEnergy) estuvieron presentes en este nuevo E-Day.
El evento se transmitió en vivo por el canal de YouTube de EconoJournal.
Pablo Brottier (Sacde) fue uno de los speakers del noveno panel del día, que estuvo moderado por el periodista Mariano Espina.
El noveno panel fue “Infraestructura: un doble click sobre las obras proyectadas en Vaca Muerta”, y contó con la presencia de Pablo Brottier (Sacde); Alejo Calcagno (Techint Ingeniería y Construcción); y Alejandro Pérez Carrega (Contreras).
La consultora Sabina Trossero formó parte del evento.
Nicolás Gandini, director de EconoJournal, en la apertura del Energy Day.
El periodista Alejandro Bercovich brindó su visión sobre cómo se configurará la agenda política en 2026 tras el triunfo de La Libertad Avanza en las elecciones.
La periodista María O´Donnell fue parte del séptimo panel y compartió un panorama sobre la coyuntura política.
El periodista Jorge Liotti también analizó el escenario político tras el triunfo del oficialismo en las últimas elecciones.
Javier Rodríguez Galli, Nicolás Gadano, Tomás Córdoba y Dolores Brizuela presentes en el último evento del año de EconoJournal.
Gabriela Aguilar (Excelerate Energy); y Rodolfo Freyre (Pan American Energy) compartieron una mirada cross sobre el Mercado de GNL, con la moderación de Silvia Naishtat.
Natalia Muguerza (Depósito Fiscal y Aduanero del Neuquén) Irini Wentick(WTK):, y Gabriela López, del equipo de EconoJournal.
En esta edición se hizo foco en los desafíos inmediatos y las oportunidades que surgen en torno a Vaca Muerta.
Ernesto Díaz, de Rystad Energy, también formó parte del Energy Day.
En el evento también se hizo foco sobre el mercado eléctrico, las opotunidades y nuevas tecnologías.

El objetivo de la jornada fue dar a conocer cuál es el escenario que proyecta la primera línea de la industria para el año que viene.

, Daniela Damelio

ecojournal.com.ar, Información de Mercado

Alejandro Macfarlane: “El Gobierno no cayó en la tentación de tocar los precios regulados”

El presidente de Camuzzi Gas Inversora, Alejandro Macfarlane, destacó en el Energy Day organizado por EconoJournal que se hayan cumplido todas las previsiones que se tenían sobre el proceso de Revisión Quinquenal Tarifaria (RQT) y sobre la progresiva normalización del mercado argentino de gas natural. Además, anticipó la realización de un ambicioso proyecto de exportación de Gas Natural Licuado

Alejandro Macfarlane, presidente de Camuzzi Gas Inversora S.A. Foto: Dan Damelio.

“A partir de abril de 2024 se regularizó parcialmente el sistema de contratos y tarifas, y empezó a implementarse un esquema de ajustes mensuales vinculados con el aumento de los costos. Esto se respetó, lo cual es raro para un sector como el nuestro, acostumbrado a los incumplimientos. A pesar de las dificultades económicas y financieras que hubo este año, en el marco de la lucha contra la inflación, el Gobierno no cayó en la tentación de tocar los precios regulados, que es siempre muy fuerte”, subrayó el titular de Camuzzi Gas Inversora, empresa controlante de Camuzzi Gas Pampeana y Camuzzi Gas del Sur.

Hasta el año pasado, recordó, todas las compañías del segmento tenían cerrado el acceso al crédito. “Antes de los incrementos de 2024, los bancos nos prestaban un payroll para pagar sueldos. Era imposible pensar en una obra financiada. Eso cambió y el nuevo horizonte luce auspicioso”, celebró el directivo.

Entre los mayores méritos de la administración de Javier Milei, Macfarlane aludió al ajuste de las cuentas públicas, el combate contra la inflación, la recomposición de los contratos, el superávit fiscal y el equilibrio las cuentas de la energía. “Desde lo político fue un año complicado, pero por una cuestión o por otra el Gobierno finalmente ganó las elecciones. Espero que en esta nueva etapa emprenda las reformas que faltan en la Argentina. Estoy confiado en que así será”, expresó.

Cuestión de equilibrio

Es verdaderamente obvia, a decir de Macfarlane, la necesidad de avanzar con una reforma laboral. “El sistema está agotado. Tenemos un mercado informal muy grande que perjudica al trabajador y al empresario”, describió.

Es comprensible, concedió, que no puedan librarse todas las batallas en simultáneo y probablemente la necesidad de sobregirarse no configure un escenario ideal. “El gran objetivo, en definitiva, que la Argentina encuentre un equilibrio para que su economía funcione de la manera más eficiente posible”, sintetizó.

En su opinión, el negocio energético regulado debe actualizarse a los tiempos que corren. “Hay que dejar atrás la idea de compañías que son del siglo XX. Hoy la noción de oficina comercial es una antigüedad. Ya no existe la necesidad de que la gente haga filas en horarios determinados para resolver un trámite. Debe ponerse al cliente en el centro para atenderlo de la mejor manera posible”, aseveró.

Consultado sobre la problemática de los subsidios, opinó que hay decisiones relativas a lo geográfico que deben revisarse. “Entiendo el sentido del Régimen de Zona Fría para ayudar a quienes más lo necesitan, pero es ridículo -por caso- que se subsidie el gas en ciertas zonas de Villa La Angostura”, ejemplificó.

Anuncio millonario

Macfarlane aprovechó su presentación en el Energy Day para anticipar la realización de un ambicioso proyecto de exportación de gas natural licuado (LNG, por sus siglas en inglés) que pondrá en valor la capacidad ociosa del sistema en la ventana del verano. “La idea es comprar gas en boca de pozo en Vaca Muerta; usar la capacidad de transporte que tenemos nosotros, Transportadora de Gas del Sur (TGS) y quien nos vaya a vender; llegar hasta Buchanan, que es un punto de inyección donde termina el Gasoducto NEUBA y pasa el Gasoducto San Martín; llevar el fluido hasta Ensenada, donde haremos algunas inversiones de ampliación de capacidad; y seguir con un caño subacuático de 10 kilómetros (km) a una plataforma en medio del Río de la Plata, donde prevemos amarrar un barco de licuefacción”, detalló

Ante la sorpresa del auditorio, el empresario aclaró que la propuesta -cuya elaboración ya lleva más de dos años- acaba de ser comunicada a los gobiernos de Nación y de la provincia de Buenos Aires. “No puedo comentar mucho más por cuestiones vinculadas con la inyección, el off-take y los distintos actores involucrados. Habrá que unir a muchas partes para que el proyecto se concrete, pero tenemos todo muy avanzado. Buscamos aprovechar infraestructura que hoy no se usa y gas que en el verano no se consume”, resumió.

Proyecto flexible

A partir de la segunda parte de este proyecto exportador, adelantó Macfarlane, lo que Camuzzi se propone es una posible utilización dual de la infraestructura. “En invierno vamos a dar vuelta el caño e inyectar LNG en función de la ubicación estratégica del punto de ingreso, cercano a varias centrales que están usando líquidos”, indicó.

La inversión inicial, cuantificó, rondará los US$300 óUS$ 350 millones. “El costo del barco de licuefacción sumará otros US$3.000 millones en un período de dos décadas. Prevemos exportaciones por US$14.500 millones en 20 años”, especificó.

En una primera fase, calculó, se procesarán 9 millones de metros cúbicos (m3) diarios para exportar 2,4 toneladas (Tn) de LNG por año. “Vamos a solicitar la adhesión de la iniciativa al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) y al sistema de estabilidad impositiva de la provincia de Buenos Aires”, anticipó.

Todo está dado, remarcó, para comenzar a trabajar en el primer trimestre del año que viene. “De no mediar inconvenientes, la terminal estará operativa en el verano de 2027 o en el invierno de 2028”, complementó.

, Redaccion EconoJournal

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Reconocen a YPF como la compañía regional del año

Horacio Marín, presidente y CEO de YPF.

YPF fue reconocida por el Energy Council como la compañía regional del año, un premio que destaca el impacto concreto del Plan 4×4 y el proceso de modernización que la compañía viene impulsando.

El premio fue recibido por Horacio Marín, presidente y CEO de la compañía, en el marco de las jornadas de la World Energy Capital Assembly (WECA) que tienen lugar en Londres, según difundió YPF en un comunicado.

“Estoy muy contento por haber recibido este reconocimiento internacional que confirma que estamos avanzando con decisión para alcanzar el objetivo de convertirnos en una empresa de clase mundial”, afirmó el presidente de YPF, Horacio Marín. “Nada de esto sería posible sin el compromiso y la pasión de cada uno de los que hacemos YPF. Este premio es de todos ustedes”, añadió.

“El reconocimiento fue otorgado por los resultados alcanzados durante el último año: más de 200.000 barriles diarios de producción propia de shale oil, un crecimiento del 82% en menos de dos años; avances en eficiencia operativa que ubican la producción no convencional de YPF a niveles de competitividad comparables con los de Estados Unidos; y la consolidación de proyectos estratégicos como el Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) y Argentina LNG, que permitirán consolidar al país como un exportador de energía a nivel mundial”, describió YPF.

“Seguimos trabajando para que YPF sea cada día más competitiva, más innovadora y un orgullo para todos los argentinos”, concluyó.

, Redaccion EconoJournal

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Huawei presentó la primera batería industrial que apunta a reducir el consumo energético

Huawei lanzó oficialmente en la Argentina su nueva solución de almacenamiento energético para el segmento comercial e industrial. Se trata de la batería LUNA2000-215 kWh que tiene como objetivo transformar la gestión eléctrica en plantas productivas e industriales del país a través del autoabastecimiento energético. La presentación se realizó este lunes en la planta de Unimers Argentina, ubicada en el polo industrial de Ezeiza, lugar en el que la tecnología ya se encuentra instalada y en funcionamiento.

La iniciativa se concretó junto a Green Fusion, distribuidor certificado de Huawei y nueva unidad de negocio de Unimers, empresa dedicada a la comercialización y fabricación de productos químicos para las industrias.

La presentación se realizó este lunes en la planta de Unimers Argentina, ubicada en el polo industrial de Ezeiza.

Una batería industrial de nueva generación

LUNA2000-215 kWh es la primera batería para uso industrial con sistema de refrigeración híbrida (líquido + aire), lo que permite reducir hasta un 30% el consumo energético destinado al enfriamiento interno del sistema. Ofrece 215 kWh útiles, una eficiencia de conversión del 91,3%, y se carga por completo en sólo dos horas. Su diseño modular permite instalar hasta 20 gabinetes y alcanzar 4 MWh de capacidad.

Según la compañía, el producto pone el foco en dos ejes centrales: seguridad y eficiencia. La batería incluye protección dual eléctrica y térmica, extinción de incendios integrada y un sistema que evacúa gases al exterior ante un evento de “escalada térmica”, evitando riesgos operativos. Cada módulo trabaja de manera independiente gracias a un sistema de optimizadores.

Un caso real en Ezeiza

La tecnología ya opera en la planta química de Unimers en Ezeiza, donde se combinó con:

  • Un inversor SUN2000-150K-MG0, el de mayor potencia de su categoría.
  • Un carport solar para generación fotovoltaica sin ocupar superficie productiva.
  • La batería LUNA2000-215 kWh, que permite almacenar energía durante el día y suministrarla cuando no hay sol.

Con esta implementación, Unimers se encuentra en vías a un abastecimiento energético casi 100% renovable. Aún la empresa no ha logrado este hito porque continúa conectada a la red eléctrica. Antes contaba con 150 kW de potencia instalada y gracias a este sistema de baterías logró bajar ese total a 75 kW, financiando la batería a partir del ahorro que esto significó.

LUNA2000-215 kWh es la primera batería para uso industrial con sistema de refrigeración híbrida.

Esto es así ya que las empresas pagan a las distribuidoras eléctricas por la potencia contratada, que es un cargo fijo mensual por la capacidad de suministro que la distribuidora les asegura, y al bajarlo eso se tradujo en un menor desembolso, lo que a su vez sirvió para instalar la batería. En la actualidad la empresa dispone de 55 kW de energía solar y proyecta ampliar esa capacidad con otros 60 kW.

“El sistema permite acumular energía renovable, estabilizar la potencia y eliminar los cortes. Nosotros sufríamos mucho los cortes de suministro y esto nos da fortaleza y competitividad”, destacó Yamil Haye, líder del equipo directivo de Green Fusion.

Herramienta clave para el sector industrial

Durante la presentación, Ignacio Dapena, director de Digital Power de Huawei, subrayó que la instalación en Unimers constituye “el primer caso de transformación energética dentro de un parque industrial argentino”.

“No es solo una batería, sino que es un caso de éxito que muestra cómo la industria puede desarrollarse de forma más eficiente mientras reduce su huella ambiental. Estamos convencidos de que este es el comienzo, hasta que lleguen las nuevas líneas eléctricas que la Argentina necesita”, aseguró Dapena.

El ejecutivo remarcó que “la batería ofrece beneficios claves para grandes consumidores que pagan por potencia y energía, y que suelen verse afectados por cortes y variaciones en la red”.

Entre los beneficios se destacan:

  • Recorte de picos de demanda (peak shaving)
  • Servicios auxiliares y refuerzo de red
  • Back-up ante contingencias eléctricas
  • Operación on/off grid
  • Funcionamiento en zonas aisladas de la red

La tendencia global hacia el “arbitraje energético” —almacenar energía cuando es más barata y usarla cuando aumenta la tarifa— también fue mencionada por Dapena una oportunidad futura para la industria local.

Certificación, know how y expansión

Desde Green Fusion, distribuidor oficial de Huawei y unidad de negocio de Unimers, destacaron el rol estratégico de la capacitación y la certificación técnica para expandir estas soluciones.

“Fuimos aprendiendo en tiempo real para llevar esta tecnología a toda la industria. Hoy podemos instalar plantas solares, baterías y sistemas híbridos que aseguran continuidad operativa aun en zonas con problemas de suministro”, explicó Haye.

La empresa cuenta con un nivel de autosuficiencia energética del 95% y continúa conectada a la red solo como respaldo. Según su directivo: “La tecnología permite evitar paradas productivas, un desafío recurrente por los cortes de Edesur en el conurbano bonaerense”.

Eficiencia, sustentabilidad y competitividad

 “La era digital es una realidad y estamos aquí para acompañar este proceso de transformación. La idea de estas baterías es poder contar con back up ante una contingencia eléctrica. Hoy la cadena de valor de una industria para poder crecer requiere de tecnología. La idea es apostar al futuro. En Huawei estamos desarrollando motores eléctricos, la tecnología solar, data centers. Somos proveedores de toda esta infraestructura”, aseguró Dapena.

A su vez, el representante de Huawei sostuvo: “Estamos acá para acompañar en este proceso de transformación. Estamos haciendo historia en la Argentina. Hoy tenemos casi el 90% de la potencia solar instalada con los grandes jugadores del país. Unimers es uno de los principales proveedores de Vaca Muerta. Una empresa de la industria petroquímica que por exigencias de los clientes han tomado decisiones para cuidar al medioambiente mediante estas baterías”.

, Loana Tejero

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Santos Uribelarrea: «El costo de nuestro financiamiento se redujo 30% después de las elecciones y esa reducción se notó en las ofertas»

Manuel Santos Uribelarrea, quien logró posicionar a MSU Energy como un jugador clave en la generación eléctrica tras su origen en el rubro agropecuario, analizó el éxito de la reciente relicitación de las represas del Comahue, donde su empresa se quedó con la concesión de El Chocón, y tendrá una instancia de desempate por Cerros Colorados, en la Cuenca del Comahue.

Manuel Santos Uribelarrea, presidente de MSU.

El ejecutivo, al participar del Energy Day que organizó este martes EconoJournal, destacó que la clave del crecimiento de la compañía en los últimos nueve años, y de la apuesta por activos icónicos como la hidroeléctrica emplazada en el Río Limay, se basa en un factor simple y demandado por el mercado: la previsibilidad.

«La verdad que el tema de la licitación de la semana pasada de El Chocón es un hito muy importante para nosotros, pero que viene encuadrado en un plan estratégico de largo plazo. […] Lo que nos pusimos fue un norte de pensar más allá de la coyuntura y posicionarnos como un generador apuntando a ser una compañía de generación líder en el sector«, afirmó.

Reglas claras y macroeconomía

Respecto a la transición que propone el Gobierno hacia un mercado entre privados, Santos Uribelarrea afirmó que “cuando el marco es claro y la normativa es clara y las condiciones son claras, funciona perfecto la relación entre los privados. Creo que hoy en lo que es el cuadro regulatorio estamos en una transición, con un muy buen diálogo y que permite ser muy optimista.»

El presidente de MSU Energy al referirse sobre el impacto directo de las condiciones macroeconómicas y la decisión de postergar la licitación de las represas para después del proceso electoral, lo que aumentó la competencia y las ofertas, afirmó que cuantificó el beneficio de la estabilización del riesgo soberano en su capacidad de pago y la competitividad de su oferta.

«La verdad, es fundamental la macro. El costo nuestro del financiamiento se redujo un 30% después de las elecciones y esa reducción es la mayor capacidad de pago que tuvimos en las ofertas que hicimos. Es directamente proporcional», explicó Santos Uribelarrea, aunque recordó que el sector privado en la Argentina carga con obstáculos estructurales que elevan el costo de la energía respecto a otros países, como Chile.

En ese sentido, reseñó su perspectiva sobre las condiciones que enfrentan las empresas el sector, lo que se puede extender a muchas otras industrias: «Contamos con una mochila, por un lado la carga impositiva que tenemos y por otro cuando el riesgo país vuela, tenemos un costo de financiamiento que no somos ajenos a lo que es la situación del soberano».

«La licitación de la semana pasada de El Chocón es un hito muy importante para nosotros», afirmó Uribelarrea.

Planificación y transición ordenada

De cara a la ambiciosa reforma del sector eléctrico que empuja el Gobierno nacional mediante la cual busca generar contratos entre grandes usuarios y generadores, el ejecutivo de MSU advirtió sobre la necesidad de extremar la planificación para evitar un shock de demanda futura. «Lo que no tenemos que perder de vista es que estas transiciones tienen que ser ordenadas y tienen que ser claras hacia el mercado”.

“Lo que no nos puede pasar -agregó- es que en esta transición se frenen las inversiones porque lo que nos vamos a dar cuenta que de acá tres o cuatro años vamos a tener un problema

Uribelarrea conversó con Nicolás Gandini en el Energy Day.

Y en esa línea también señaló que «hoy es clave planificar, que muchas veces en Argentina estamos siempre mirando lo que pasa uno o dos años pero como sector de Oil and Gas, de energía y de generación tenés que estar planificando a 3 y 4 años, al menos«.

Finalmente Santos Uribelarrea expresó que las charlas que vienen sosteniendo con la Secretaría de Energía, con Cammesa y con todo el sector «permite planificar y ver qué señal de mercado tenemos para que haya inversiones para de acá cuatro o cinco años en la parte térmica. Creo que lo renovable va a seguir creciendo solo y creo que hoy la mayoría de la energía que consumen los grandes usuarios prácticamente es todo entre privados».

, Ignacio Ortiz

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YPF confirmó que asociarán a ENI y Adnoc en Vaca Muerta y anticipó que se preparan para un escenario de precios bajos

El VP de Estrategia, Nuevos Negocios y Control de YPF, Max Westen, confirmó durante el Energy Day de EconoJournal que están negociando la entrada de la italiana ENI y de la petrolera de Abu Dahbi -Adnoc- en áreas de Vaca Muerta como parte del desarrollo del proyecto Argentina LNG. Además, habló acerca de las proyecciones para 2026 y subrayó que la compañía apostara por la productividad previendo un escenario de precios bajos en el petróleo.

Westen participó del panel “Visión Estratégica: infraestructura y upstream” donde destacó los principales hitos de la compañía y se refirió al desembarco de las petroleras que participan en el Argentina LNG: «Una de las condiciones que pusimos desde el inicio es que el proyecto tiene que ser integrado desde el upstream a toda la cadena, hasta la planta licuefacción y la salida, para evitar asimetrías entre los socios y para asegurarnos que cuando haya problemas, tengamos todos los mismos problemas a lo largo de la cadena de valor y poder resolverlos como socios», afirmó.

Como había adelantado este medio días atrás, el vicepresidente confirmó que hay negociaciones con la provincia de Neuquén para que ENI y Adnoc participen en áreas de Vaca Muerta como socios: «Nuestra fortaleza es que somos muy buenos operadores, uno de los más eficientes. Nuestros socios quieren que nosotros seamos el operador de el desarrollo de la producción», ratificó Westen.

Balance

El 2025 fue un año espectacular porque empezamos a ver los resultados de dos años de trabajo muy fuerte tras los cambios estructurales del 2024”, expresó Westen de YPF en relación al Plan 4×4 que implicó la salida de YPF de los campos convencionales para enfocar la inversión en Vaca Muerta.

El vicepresidente de Estrategia de YPF destacó que la compañía pasó de focalizar el 50% de su portfolio en los no convencionales al 70% en este año: “La consecuencia de eso es que pasamos de 110.000 barriles diarios a un pico de 200.000 barriles en Vaca Muerta, compensando la pérdida de producción que tuvimos por la salida de los bloques maduros”, dijo.

También se refirió a la compra de La Escalonada y Rincón de la Ceniza, dos áreas de TotalEnergies en el hub norte de Vaca Muerta, que YPF adquirió en agosto de este año. Previamente, había adquirido el 45% de Sierra Chata, una de los bloques con más potencial de shale gas, que había dejado ExxonMobil, y donde apuntan a aumentar la producción gasífera de cara al proyecto Argentina LNG: “Para nosotros son bloques de calidad que terminan de consolidar nuestra nuestra posición en el norte de Vaca Muerta. Vamos a seguir creciendo en el hardcore, pero también estamos desarrollando el sur y vamos a desarrollar el norte de Vaca Muerta”, afirmó Westen.

En este contexto, destacó que en el bloque La Angostura Sur iniciaron una planta de tratamiento de crudo que permitirá recibir 80.000 barriles diarios y que estará finalizada para el segundo semestre de 2026. “También vamos a lanzar una nueva planta en La Angostura Norte”, agregó.

Precios bajos

Westen comentó que YPF se prepara para un 2026 previendo un escenario de precios bajos para el crudo aunque aseguró que esto no perjudicará los planes de la compañía: “Hay cierto consenso en un escenario de precios alrededor de US$60 (el barril) o que quizás se caiga un poco más. No me preocupa porque lo que tenemos es un proyecto, tenemos Vaca Muerta y la capacidad de desarrollar valor en niveles de precios muy bajos, inclusive bastante más”, dijo.

“YPF pone el foco en la eficiencia con lo cual hoy nosotros estamos preparando un presupuesto que vamos a llevar al directorio en breve basado en niveles de precios bajos”, agregó el VP de Estrategia. “Creo que es algo que tenemos que hacer siempre, que es estar preparados para trabajar en escenario de precios bajos y capturar más valor cuando el precio esté alto. Es en lo que estamos trabajando, tanto para nuestro proyecto de desarrollo y exportación de crudo, como para el LNG que son proyectos muy cíclicos”, sostuvo.

Harbour Energy mira el petróleo

Martín Rueda, director general en Argentina de la petrolera británica Harbour Energy, destacó la aceleración en el proyecto de LNG tras haberse sumado junto a Panamerican Energy y Golar con una participación del 15% en el proyecto Southern Energy y anunció que buscarán producir petróleo en el bloque San Roque que habían adquirido a Wintershall Dea el año pasado.

“Queremos crecer no solo en el GNL sino también en el mercado doméstico. También estamos viendo posibilidades de crecimiento regional”, señaló en cuanto al mercado de gas donde Harbour Energy tiene una importante presencia desde su participación en el proyecto Fénix en la Cuenca Marina Austral, en asociación con Total Energies.

En relación a Vaca Muerta, Rueda confirmó que pedirán la Concesión de Explotación No Convencional (CENCH) en el bloque San Roque con el objetivo de comenzar a producir shale oil: “Estamos buscando oportunidades que nos permitan crecer en gas porque Southern Energy nos da la oportunidad y estamos buscando también crecer en crudo. Nos gustaría que sea con San Roque y queremos ir a la licencia no convencional”, aseguró el director de Harbour Energy.

, Laura Hevia

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Alumbrera: Glencore anunció la reactivación de sus operaciones para fines de 2026

Glencore anunció este miércoles la reactivación de operaciones en Alumbrera hacia fines de 2026, previendo el inicio de su producción para el primer semestre de 2028.

Una vez que se obtengan todos los permisos y se encuentre plenamente operativa, se espera que Alumbrera produzca alrededor de 75.000 toneladas de cobre, 317.000 onzas de oro y 1.000 toneladas de molibdeno durante los cuatro años de operación.

El inicio de la producción está previsto para el primer semestre de 2028.

“La decisión de reanudar la operación, tras un período de Cuidado y Mantenimiento (C&M) iniciado en 2018, se basa en el contexto de un régimen fiscal robusto, que brinda un mayor apoyo a la inversión en la industria minera argentina, además del aumento sostenido de precios del cobre y el oro, y en las perspectivas positivas para ambas materias primas”, aseguró la compañía a través de un comunicado.  

La planta concentradora y la infraestructura asociada a Alumbrera se han mantenido bajo un programa estructurado de C&M con una renovación o sustitución específica de ciertos equipos clave. Durante ese período, el proyecto Alumbrera también continuó cumpliendo con sus obligaciones de rehabilitación.

Apuesta por el cobre

Martín Pérez de Solay, CEO de Glencore Argentina, comentó: «Más allá de los resultados económicos del reinicio de Alumbrera considerado de manera independiente, el mismo resulta un facilitador natural para MARA. Por un lado, reduce el riesgo de la puesta en marcha de la planta concentradora y de la logística de transporte, y reentrena a la fuerza laboral antes de obtener el primer mineral del yacimiento Agua Rica. Además, mantiene en funcionamiento infraestructuras críticas, que pueden compartirse con el proyecto, generando sinergias operativas”.

 “El reinicio de Alumbrera demuestra que la provincia de Catamarca puede desempeñar un papel clave en el desarrollo continuo de la industria minera local y nacional, y de sus respectivas economías. Este nuevo anuncio tiene lugar luego de la presentación de las solicitudes de adhesión de los proyectos de Glencore en Argentina, MARA y El Pachón, al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI), en agosto pasado. Asimismo, confío en que estos proyectos apoyarán la ambición del país de convertirse en uno de los principales productores mundiales de cobre.»

, Redaccion EconoJournal

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Venezuela pide ayuda a la OPEP para frenar el avance de Estados Unidos

Venezuela hizo un pedido de auxilio político a la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP), en medio de la escalada de tensiones con EEUU.

El pasado domingo, Maduro público una carta dirigida hacia la OPEP, solicitando el fin de la “agresión” estadounidense, que desplegó en el Caribe, cerca de 15.000 soldados, aviones de combate, destructores y el portaaviones más grande del mundo, el USS Gerald R. Ford.

En la carta, leída por la vicepresidenta venezolana, Delcy Rodríguez, Maduro relata que EEUU busca en realidad “derrocar al gobierno legítimo” y que “pretende apoderarse de las vastas reservas de petróleo de Venezuela, las más grandes del planeta, por medio del uso de la fuerza militar letal”.

“Espero contar con sus mejores esfuerzos para contribuir a detener esta agresión que se gesta con cada vez más fuerza y amenaza seriamente los equilibrios del mercado energético internacional”, señala el texto, leído en un encuentro virtual del comité ministerial de la OPEP. Una acción militar, según Caracas, “pone en grave peligro la estabilidad de la producción petrolera venezolana y el mercado mundial”.

Por su parte Trump, confirmó en un charla con periodistas en el avión presidencial, Air Force One, que compartió una llamada telefónica con Maduro. Según contó Miami Herald, las conversaciones no fueron fructíferas debido a los muy distantes puntos de vista. Washington planteó que Maduro y su círculo más cercano deben abandonar Venezuela inmediatamente para facilitar un retorno a la democracia.

Según la misma fuente, el mensaje de EEUU fue una terrible y clara amenaza: Maduro, su esposa Cilia Flores y su hijo sólo saldrían seguros de Venezuela si el presidente venezolano deja su cargo, ahora mismo.

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Continúa la inscripción para audiencia pública: “Oleoducto Duplicar Norte”

La Secretaría de Ambiente y Cambio Climático de Río Negro convoca a una audiencia pública presencial para el 18 de diciembre a las 9, en la sede de Cipolletti, donde se presentará el Estudio de Impacto Ambiental (EIA) del proyecto “Oleoducto Duplicar Norte”, propuesto por Oleoductos del Valle S.A.

La instancia busca promover la participación ciudadana dentro del proceso de Evaluación de Impacto Ambiental, permitiendo que personas, instituciones y organizaciones interesadas puedan interiorizarse sobre el proyecto y expresar opiniones u observaciones fundamentadas.

La inscripción para quienes deseen participar o solicitar la palabra como oradores estará disponible hasta el 15 de diciembre a las 9, cumpliendo con el plazo mínimo legal de 72 horas hábiles previas que exige la normativa ambiental provincial para garantizar un proceso ordenado y transparente. Este período asegura que la Autoridad de Aplicación pueda registrar, verificar y formalizar cada intervención antes de la audiencia.

En la página oficial de la Secretaría accedes a toda la documentación vinculada al proceso: Estudio de Impacto Ambiental, formularios de inscripción, dictámenes, informes técnicos y material complementario, asegurando el acceso público a la información.

El procedimiento se desarrolla en el marco de las Leyes Provinciales M 3266 y J 3284, que regulan la participación ciudadana y la Evaluación de Impacto Ambiental. La actividad contará con la presencia de autoridades provinciales, representantes técnicos y el equipo evaluador.

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El Gobierno asignó el cupo de autos híbridos y eléctricos para 2026

La Secretaría de Industria y Comercio oficializó este miércoles la asignación de 50.000 cupos para la importación de vehículos automotores correspondientes al período 2026, así como la reasignación del remanente no utilizado de 2025. Así se plasmó en la Resolución 513/2025 publicada en el Boletín Oficial.

En la normativa se detallan los vehículos que cada marca podrá importar al país desde países de extrazona sin pagar el arancel común de importación del 35% que establece el Acuerdo de Complementación Económica 14 (ACE14) que Argentina tiene firmado con Brasil, y que funciona como una herramienta de protección para la industria automotriz de ambos países.

Según lo dispuesto, la asignación se realizó aplicando los criterios de evaluación establecidos por la Resolución 29/2025 y su modificatoria, que ordenan priorizar el precio FOB en dólares y, en caso de empate, el mes estimado de nacionalización. El análisis de las solicitudes estuvo a cargo de la Dirección de Política Automotriz y Regímenes Especiales, que elaboró un informe técnico con la recomendación de distribución.

Tal como ocurrió este año con el primer cupo de 50.000 vehículos, el 50% fueron asignados a las terminales automotrices con plantas industriales radicadas en Argentina que están agrupados en Adefa (Asociación de Fábricas de Automotores), y el otro 50% quedó para los importadores oficiales o autorizados que no producen vehículos en el país, que nuclea CIDOA (Cámara de Importadores y Distribuidores Oficiales de Automotores).

La resolución también aprueba los órdenes de prelación para los casos que, aun cumpliendo con los requisitos, no recibieron cupo o recibieron menos unidades de las solicitadas por falta de disponibilidad. Estos listados servirán para asignar futuros remanentes que pudieran generarse tanto en 2025 como en 2026. Asimismo, se dispone la notificación a todos los solicitantes incluidos en los anexos de la medida, quienes podrán interponer recursos administrativos dentro de los plazos legales.

La asignación definida para el cupo de Adefa consistió en el siguiente detalle:

  • Fiat Chrysler (FCA), Fiat 600 Hybrid, Leapmotor C10 y B10 Reev: 1900 unidades
  • Peugeot Citroën (PSA), Citroën C3 y C4 eléctricos: 1.700
  • Ford Argentina, Ford Territory Híbrida: 10.000
  • General Motors, Chevrolet Spark EUV y Captiva PHEV: 4.080
  • Renault Argentina, Renault Arkana Mild-Hybrid: 1.600

El total de automóviles del cupo de Adefa suma 19.280 unidades de las 25.000 máximas disponibles, por lo cual el cupo para los importadores no fue de 25.000 vehículos sino de 30.720 unidades.

Sin embargo, el cupo de CIDOA tuvo un excedente de solicitudes que alcanzó 116.390 unidades, lo que obligó a la Secretaría de Industria y Comercio a establecer un orden de prelación de 85.670 vehículos que ya están designados para ocupar vacantes que puedan surgir durante el año.

El cupo de CIDOA quedó conformado con los siguientes vehículos:

  • Zhidou Rainbow: 100 unidades
  • Dongfeng Box, Huge y Mage: 1.236
  • Lynk&Co 01, 02, 03: 1.597
  • Forthing M4, S50EVK y SX5G: 626
  • Suzuki Across y Swift: 1.093
  • Jetour S06 y T1: 1.029
  • Kaiyi X7: 548
  • Great Wall y Haval H7, ORA, V7, H6, Jolión: 2.656
  • Changan, DEEPAL y JMEV: 2.469
  • XPENG S06, S07 y D03: 1.539
  • JAC E30X y JS6: 785
  • Chery Arrizo 8, Tiggo 2, 4, 7 y 8: 3.230
  • DFSK E5 y Glory 500: 1.140
  • MG 3 y ZS: 1.258
  • AION UT y V: 501
  • GAC EMKOO, ES y GS4: 1.000
  • Volkswagen ID3: 6
  • BYD Dolphin G y Mini, Seal 5, Song Pro y Yuan Pro: 3.700
  • Arcfox S5, T1, T5 y Kaola S: 2.064
  • BAIC BV30, EU5, X55 Hybrid y X7 Hybrid: 2.093
  • Bestun T77 y T99: 1.154
  • Skywell ET5 y HT-I: 896

Asimismo, en la misma resolución, se reasignó un remanente de 9.856 unidades que habían quedado sin completar el procedimiento administrativo del cupo 2025.

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El Estado Nacional recibió ofertas por USD 685 millones por las represas del Comahue

En un paso más para avanzar con la privatización de los complejos hidroeléctricos del Comahue, el Estado Nacional realizó la apertura de las ofertas económicas correspondientes al proceso de adjudicación para la gestión privada de las represas del Comahue. En total, ocho empresas presentaron propuestas que, sumando las mejores ofertas para cada una de las concesiones, garantizan un ingreso mínimo de USD 684 millones para el Estado en esta etapa.

La revisión técnica ya fue completada y, conforme al pliego, solo en la concesión de Cerros Colorados habrá instancia de mejora de ofertas. En las restantes tres represas —Alicurá, El Chocón y Piedra del Águila— el monto mínimo ya quedó asegurado a partir de las propuestas económicas recibidas.

Los futuros concesionarios, además, estarán obligados a ejecutar todas las inversiones, obras y reformas de infraestructura necesarias para garantizar la operación segura, eficiente y sostenible de los complejos hidroeléctricos, tal como establece el pliego.

“La amplia participación empresaria confirma el fuerte interés del sector privado en operar y modernizar uno de los complejos hidroeléctricos más relevantes del país, en un proceso competitivo, transparente y orientado a maximizar el valor de los activos públicos”, aseguraron.

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Córdoba suma otra millonaria inversión en energías renovables

El Grupo Dinosaurio anunció este viernes la puesta en marcha de un parque solar de 40 MW en Deán Funes, que inyectará energía limpia a la red 66KV del Sistema Interconectado Provincial que opera Epec.

La planta funcionará bajo el esquema de generación distribuida comunitaria, una innovación impulsada por la Provincia para promover el desarrollo de energías limpias desde una visión territorial, inclusiva y sostenible.

La presentación se concretó en un acto del que participaron el titular del Grupo Dinosaurio. Euclides Bugliotti, la ministra de Ambiente y Economía Circular, Victoria Flores; y su par de Cooperativas, Gustavo Brandán; junto a autoridades locales, de Epec y referentes del sector.

La empresa invertirá 30 millones de dólares en infraestructura energética, incrementando la capacidad renovable de la provincia, que lidera el ranking nacional de energía distribuida, concentrando el 33% de potencia instalada.

El parque solar se proyecta en un predio de 75 hectáreas, en la localidad del norte provincial. La energía que genere abastecerá el consumo de las distintas unidades de negocio del Grupo Dinosaurio y los excedentes se volcarán a la red provincial.

Bugliotti indicó que la planta contará con 59 mil paneles y trackers que siguen la trayectoria del sol para maximizar la generación. El empresario señaló que para la concreción del proyecto fue decisiva la asistencia técnica y la disponibilidad de líneas de transmisión ejecutadas por la Provincia y Epec.

Flores destacó que el proyecto está alineado con la necesidad de avanzar en la transición energética, uno de “los grandes ejes planteados en la reciente COP 30”.

Brandán rescató que el emprendimiento del grupo empresarial se concrete en el norte provincial, “El Plan de Igualdad Territorial tiene como prioridad la inversión pública en esta región, pero también incentiva la inversión privada para promover el crecimiento”.

En tanto, el ministro de Infraestructura y Servicios Públicos, Fabián López, puso en valor el proyecto energético impulsado por el Grupo Dinosaurio y agregó que estas iniciativas “surgen de las innovaciones y mejoras tecnológicas que se han estado desarrollando en la provincia”.

Puntualizó en este sentido que el Estado provincial busca facilitar las inversiones privadas, especialmente en el sector de energía renovable y la generación distribuida, a través de una combinación estratégica de inversión en infraestructura eléctrica y desarrollo de un marco regulatorio modernizado.

Esto implicó mejoras en transmisión y transporte de energía, con sus correspondientes estaciones transformadoras. En paralelo, se avanzó en la modernización tecnológica, con la adopción de medición inteligente en subestaciones, software especializado y gestión de datos (mediante data centers), entre otros requerimientos para la inyección de energía renovable a la red.

En materia regulatoria, López recordó que la Provincia Córdoba acompañó la ley de generación distribuida nacional, sancionada en 2017, con su propia legislación. “Esta regulación demostró que ser climáticamente responsable y autoabastecerse de energía renovable no es un costo adicional, sino que impacta favorablemente en la factura final”, afirmó.

Plan de Igualdad Territorial

López enmarcó el fortalecimiento de la infraestructura energética en la región en el Plan de Igualdad Territorial. “Por instrucciones del gobernador Llaryora, EPEC enfocó las inversiones en infraestructura en áreas específicas del territorio, principalmente en el noroeste y el sur de la provincia”, señaló.

Y completó: “Estas regiones son los sectores donde el gobierno necesita focalizar de manera puntual todas las políticas públicas para dinamizar el desarrollo”.

Estas iniciativas consolidan el liderazgo de Córdoba en la transformación energética y refuerza el compromiso del Gobierno provincial con un modelo de desarrollo sostenible que prioriza las energías limpias y la participación comunitaria.

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Daniel González: «No está en la agenda de corto plazo la remoción de retenciones al crudo no convencional»

El viceministro de Economía, Daniel González, afirmó que el Gobierno no va a reducir las retenciones al petróleo no convencional de manera inmediata, más allá de la certeza de que es un mal impuesto. Esa posibilidad, reseñó, está supeditada a que el país crezca y se siga atacando el gasto público para seguir reduciendo gravámenes. El funcionario fue el expositor que cerró el Energy Day que organizó este martes EconoJournal, en su último evento del año.

Daniel González, secretario coordinador de Energía y Minería.

“No vamos a prometer reducción de retenciones al no convencional inmediata, por más que sabemos que es un mal impuesto y que ojalá que en la medida que el país crezca y que sigamos atacando el gasto público, haya espacio para seguir reduciendo impuestos, incluyendo a ese. Pero hoy no está en la agenda del corto plazo la remoción de las retenciones a las exportaciones del crudo no convencional”, afirmó González.

El Gobierno viene de anunciar en las últimas semanas que avanzará con la quita de retenciones al crudo convencional. “Esa medida va en dirección de seguir reduciendo impuestos, por supuesto, al ritmo que lo permita seguir manteniendo la piedra angular del régimen, que es la disciplina fiscal”, explicó González. Como tal, la última retención que queda es al crudo no convencional, porque la exportación de GNL es todo con proyectos RIGI que no tienen retención y el convencional no lo tiene.

Con respecto al resultado fiscal, González aseguró que «el año pasado concretamos una baja muy importante de subsidios y ahora estamos reformulando el sistema con lo publicado el viernes destinado a focalizar subsidios. Cuando llegamos, los subsidios representaban un 1,5% del producto y, según los números del presupuesto 2026, van a ser equivalentes al 0,5% del producto, con lo cual dejaron de ser una carga para la macroeconomía».

Luego agregó que «la batalla de fondo debiera ser cómo bajamos el costo de la energía en todo el sistema. Para nosotros la baja de costos en todo el sistema solamente va a venir con más inversión que solamente va a venir con más desregulación y con deshacer todos estos años de intervencionismo que vinimos sufriendo».

Reglas de juego y credibilidad

Pese a la cautela fiscal, González insistió en que el cambio en las reglas de juego y la credibilidad de la gestión son los motores de la inversión. “El sector privado reacciona muy rápidamente, al menos en la Argentina, a las señales de precio y a la credibilidad”, expresó tras destacar que un sistema normalizado permitió un gran interés en la licitación de las hidroeléctricas, llevar adelante la iniciativa privada de TGS para la ampliación del Gasoducto Perito Moreno y la licitación de almacenamiento en el AMBA.

“Nosotros lo que estamos tratando de hacer es normalizar el sistema en la Argentina y la discusión la venimos teniendo en si subsidiamos más o subsidiamos menos, cuando la batalla de fondo debiera ser cómo bajamos el costo de la energía en todo el sistema. Eso solamente va a venir con más inversión, que solamente va a venir con desregulación y con deshacer todos estos años de intervencionismo que venimos sufriendo”, enfatizó el viceministro.

Al referirse a la posible afectación del precio internacional de crudo a las inversiones y la dinámica que está adquiriendo Vaca Muerta, González consideró que “en un país con precios libres, la baja de precios internacionales debiera tener un impacto y es razonable que lo tenga, pero Vaca Muerta tiene una enorme ventaja competitiva porque la roca es de calidad superior a su principal competidor del no convencional en Estados Unidos”.

Daniel González y Nicolás Gandini en el cierre del Energy Day.

“Nuestros costos son más altos, nuestros impuestos son bastante más altos y tenemos que lidiar con las dos cosas -agregó-, pero si el precio baja no creo que en la Argentina la actividad baje inmediatamente como en Estados Unidos, sino que se va a moderar la suba. Ahora, si el precio del petróleo vuelve rápidamente a US$ 70-75, va a ver un aumento en la actividad fenomenal, porque la productividad de Vaca Muerta es impresionante y tenemos un ecosistema que va a hacer que esto crezca al ritmo que lo permitan los precios”.

Reforma del mercado del gas

Al ser consultado sobre las reformas en el mercado energético, González explicó que “así como se fueron generando las condiciones para que CAMMESA de a poco vaya saliendo de la compra de combustibles en el sector de generación, la idea es hacer lo mismo con Enarsa, que por la Ley Bases es una compañía sujeta a privatización, y lo que se está haciendo es achicar su rol”.

En ese esquema, consideró que “la vigencia del Plan Gas no ayuda a acelerar la desregulación del sector, por lo cual se están generando una serie de incentivos para que voluntariamente aquellos productores que quieran puedan tener offtakers privados, y eso es parte de una negociación”.

Por otro lado, el funcionario señaló que la misma intención tiene el gobierno con la comercialización de Gas Natural Licuado (GNL). “No creemos que tenga sentido que el comprador de última instancia tenga que ser 100% Enarsa y no tiene sentido que el Estado pague el costo. Estamos trabajando y espero que podamos llegar al invierno para que los compradores de GNL sean comercializadores, asegurarnos que el precio sea igual o menor, porque con más libertad menores precios«.

El Energy Day convocó a muchos de los principales actores del sector.

El funcionario definió al Régimen de Incentivo a Grandes Inversiones (RIGI) como el modelo de la economía futura al que se aspira, aunque aún debe definirse su continuidad. «Para nosotros el RIGI es como vemos que debiera funcionar la economía más adelante: sin retenciones, con alícuotas de impuestos más bajos, con una agilidad que estamos teniendo que está funcionando bastante bien.»

Sin embargo, admitió que aún no está definida su continuidad al cumplirse su plazo de vigenvia en julio de 2026. “Todavía no empezamos esa discusión, y es ahora durante el verano que hay que tomar una decisión si se extiende o no. La realidad es que el régimen fue tremendamente exitoso. Hay 28 o 29 proyectos, la mitad son de energía, la otra mitad de minería y varios más están esperando para entrar. Si me preguntan a mí, la recomendación va a ser que sí”, que se extienda el RIGI un año más.

, Ignacio Ortiz

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Camuzzi anunció una mega inversión para exportar gas desde Puerto La Plata

Camuzzi Gas Inversora anunció un nuevo proyecto para exportar desde la provincia de Buenos Aires gas por barco, con una inversión estimada en US$ 3.900 millones en 20 años. Así lo confirmó Alejandro Macfarlane, presidente del grupo, y adelantó que pedirá ingresar al RIGI y una ley especial del Gobierno de Axel Kicillof con estabilidad impositiva.

El grupo encabezado por el empresario italiano Fabrizio Garilli y los argentinos Jorge Brito y Macfarlane, anunció el desarrollo destinado a la exportación del Gas Natural Licuado a través de un barco de licuefacción (Floating LNG) ubicado en el Puerto La Plata.

Será el tercer proyecto que se hará en el país para despachar GNL por barco, luego de los informados por YPF y Pan American Energy. Pero habrá una diferencia. Mientras los dos en marcha tendrán base en Río Negro, el de Camuzzi ya comenzó negociaciones con Kicillof para plantar bandera en la provincia de Buenos Aires.

“LNG del Plata”, se informó, es un proyecto dual que permitirá exportar más de 2.4 millones de toneladas anuales de GNL, equivalentes a la producción de más de 9 millones de m3/día de gas natural.

“Hace dos años que estamos planeando este proyecto y se lo comunicamos a la Nación y a Provincia esta semana”, indicó este martes Macfarlane en el marco del Energy Day organizado por el sitio especializado Econojournal. Y agregó que la inversión inicial sería de US$ 300 millones y que prevén solicitar el ingreso al régimen de inversiones RIGI y una ley especial del gobierno bonaerense con estabilidad impositiva.

“Este proyecto es sumamente relevante para el desarrollo del país, ya que no solo permitirá generar 500 puestos directos de trabajo, sino que a lo largo de los 20 años de operación previstos, aportará más de US$ 14.500 millones en divisas provenientes de exportaciones”, destacó Macfarlane.

Los detalles del proyecto de Camuzzi

Según informó la empresa, que en el país es dueña de Camuzzi Gas Pampeana y Del Sur, el proyecto fue bautizado LNG Del Plata y exportará gas licuado utilizando la capacidad ociosa del sistema nacional durante los meses de verano para transportar gas natural desde Vaca Muerta hasta la provincia de Buenos Aires.

Las obras comenzarán en el primer trimestre del año que viene, para comenzar a operar formalmente en el verano de 2028. Estiman que enviarán al exterior más de 2.4 millones de toneladas anuales (MTPA) de GNL, equivalentes a la producción de más de 9 millones de m3/día de gas natural. Brasil podría ser uno de los compradores internacionales. La iniciativa también reforzará el abastecimiento del mercado interno en los meses de mayor demanda.

Entre septiembre y mayo, LNG Del Plata permitirá exportar el gas producido en Vaca Muerta, que será transportado en gasoductos existentes del sistema, que en la temporada estival se encuentran con capacidad ociosa. Una vez en puerto, el gas será sometido al proceso de licuefacción para reducir su tamaño 600 veces y facilitar su transporte marítimo para luego ser regasificado y consumido como gas natural en destino.

En sentido inverso, durante el invierno, la empresa reforzará la matriz energética nacional, mediante la liberación de gas natural para atender los picos de demanda. Esta dinámica mejorará el abastecimiento energético y reducirá los costos de generación eléctrica al desplazar combustibles líquidos de mayor costo.

La inversión inicial contempla la construcción de una nueva infraestructura de transporte que permitirá movilizar el gas que actualmente es entregado en la localidad bonaerense de Buchanan hasta Ensenada; la construcción de un gasoducto subacuático de 10 km y una plataforma offshore para el amarre del buque licuefactor. En ese marco, la compañía se encuentra en procesos de negociación avanzada con una empresa internacional de primer nivel especializada en este tipo de operaciones, informó en un comunicado.

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Vaca Muerta: YPF firma con DLS Archer un acuerdo para sumar 7 equipos de perforación por 5 años

YPF firmó con la compañía DLS Archer, empresa dedicada a la ingeniería y tecnología en la perforación de pozos, un acuerdo por cinco años que contempla la provisión y operación de siete equipos de perforación de última generación.

Es la primera vez que YPF, la petrolera controlada por el Estado Nacional, firma contratos para asegurarse equipos de perforación por un plazo tan largo, lo que le permite darle más previsibilidad a una actividad que viene expandiéndose en Vaca Muerta de modo sostenido.

Los equipos de DLS Archer integran servicios de Perforación Controlada por Presión.

Los equipos integran servicios de Perforación Controlada por Presión (MPD). Este sistema permite optimizar los tiempos de ejecución garantizando resultados seguros. Es un proceso mediante el cual la presión ejercida por el fluido de perforación en el pozo se controla a través de la contrapresión superficial que surge del sellado de la tubería en la superficie por un cabezal giratorio y un colector de estrangulamiento.

Esto permite una perforación ininterrumpida a través de estrechas ventanas de presión de fractura de poro. El control de la presión se mantiene mediante una combinación de densidad del fluido, fricción circulante y ajustes de presión de superficie.

Consolida la relación

 “Este logro reafirma la estrategia de crecimiento de DLS Archer iniciada en 2024 con la adquisición de ADA, subsidiaria de Air Drilling Associates Inc., diversificando su portafolio y consolidando su posición como líder en soluciones integradas para desarrollos no convencionales”, afirmó la compañía de capitales noruegos a través de un comunicado.

“El sector de petróleo y gas en Argentina continúa experimentando un crecimiento sostenido. Este nuevo contrato fortalece notablemente nuestro posicionamiento en el mercado y la rentabilidad de nuestras operaciones locales. Estamos convencidos de que esto se traducirá en nuevas oportunidades de crecimiento en el corto y mediano plazo”, remarcó Dag Skindlo, CEO de Archer.

«Nos entusiasma la posibilidad de seguir trabajando con YPF», aseguró Gerardo Molinaro, VP de Land Drilling de DLS Archer.

Por su parte, Gerardo Molinaro, VP de Land Drilling de DLS Archer, agregó: “YPF es el actor principal en la industria y la firma de este nuevo contrato nos enorgullece, al tiempo que reafirma nuestro compromiso con la excelencia en todos los aspectos de nuestras operaciones. Nos entusiasma la posibilidad de seguir trabajando con YPF consolidando una relación estratégica que seguirá transformando la industria”.

, Redaccion EconoJournal

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El IDAE asigna 10 GWh en almacenamiento en España: ¿qué empresas fueron adjudicadas y dónde se concentran los proyectos?

Tres compañías del sector energético —Iberdrola, Atlantica y Rolwind— han resultado adjudicatarias de más del 51% de los cerca de 10 GWh de capacidad de almacenamiento asignados por el Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE) en la resolución definitiva del programa FEDER. La convocatoria, dotada con más de 827 millones de euros, asigna fondos para 133 proyectos, con un total de 2.400 MW de potencia instalada.

El principal adjudicatario es Iberdrola, con 12 proyectos que suman 2.333,7 MWh de capacidad adjudicada, el 24,1% del total nacional. La energética combina tecnologías de almacenamiento con baterías e hidroeléctrico reversible, acumulando 990 MWh solo en bombeo, además de tecnologías con almacenamiento térmico, lo que la posiciona como líder transversal del storage en España.

Entre las iniciativas destacan BAT MAJADA ALTA, BAT SAN ANTONIO, BAT TAGUS III y IV, además de tres grandes desarrollos en Galicia: BAT DÓLAR 1, BAT PEDREGAL TREMUZO y BAT MURAS. También figuran proyectos relevantes como BESS HIBRIDACIÓN FV VIRGEN DE AREÑOS III en Castilla y León y otros en Extremadura.

Atlantica Sustainable Infrastructure Ltd, con 8 proyectos y 1.517 MWh adjudicados, se consolida como el segundo operador del ranking, con una cuota del 15,3%. Algunas de las iniciativas son Solacor TES1, TES2, ST1 y ST2, ubicados principalmente en Andalucía. 

Por su parte, Rolwind Renovables, con apenas dos proyectos, concentra un total de 1.225 MWh, equivalentes al 12,3% del total nacional adjudicado. Esta cifra se alcanza gracias a la magnitud de sus dos sistemas: ST Palmosilla, con 885,3 MWh, y ST Cerrillo, con 340,0 MWh. El primero de ellos se posiciona como uno de los mayores sistemas de almacenamiento con baterías del sistema eléctrico español.

Adjudicatarios destacados más allá del podio

Naturgy se posiciona como uno de los actores con mayor despliegue territorial, con 7 proyectos en regiones como Canarias y Murcia, sumando un total de 359,3 MWh, lo que representa el 3,6% del total adjudicado. Los proyectos incluyen instalaciones como HIB BESS FUERTEVENTURA, SAN BLAS, JUMILLA y MONTE REDONDO.

Ecoener, por su parte, obtiene 32 MWh en 4 proyectos, todos ellos en Canarias, donde consolida su presencia regional. Aquila Clean Energy alcanza 71,6 MWh en proyectos como Bellissens 4 y 5, situados en Cataluña.

Otros adjudicatarios relevantes son:

  • Abengoa: 310 MWh (TES1) y 285 MWh (TES2)
  • Benbros (Galicia): 225,8 MWh

  • Prisca Solar y Celso Solar: 168 MWh cada uno (Andalucía)
  • Sermatec Energy: 110,3 MWh

  • Viridi RE Group: 88,4 MWh

  • Africana Energía: 40,0 MWh

Greenalia, Saeta Yeld, Ecoactivos, Helios, Our New Energy, CTG Europe, Sanitas, Ignis, Intermalta, EnergyNest Iberia y otras pymes industriales completan el panorama con proyectos entre los 13 y los 225 MWh.

Distribución regional: Andalucía lidera el despliegue

Andalucía se posiciona como el principal receptor de ayudas, con 32 proyectos que suman 3.529 MWh de capacidad y una financiación de 351,3 millones de euros. Esta comunidad autónoma no solo encabeza por volumen, sino que también agrupa proyectos térmicos e industriales, como los presentados por Aceites del Sur – Coosur, Actividades Oleícolas, Rpow Consulting y Abengoa. La región se perfila como un polo clave en la diversificación tecnológica del almacenamiento energético en España.

En segundo lugar, Galicia suma 1.117 MWh distribuidos en 12 proyectos, incluyendo adjudicaciones a Iberdrola, Benbros, Greenalia y Ecoener. Castilla-La Mancha, por su parte, agrega 1.012 MWh en 11 proyectos, y Castilla y León completa el top 4 con 854 MWh, tras sumar 4 proyectos adicionales en la fase final.

Extremadura, Canarias, Cataluña y Murcia también reciben asignaciones significativas. Extremadura se destaca por los proyectos de Iberdrola, incluyendo BAT TAGUS III y IV. En Canarias, Naturgy y Ecoener lideran el desarrollo, mientras que en Cataluña los proyectos de Aquila Clean Energy refuerzan el tejido regional.

Financiación: más de 827 millones en juego, con ayudas que superan los 20 millones por iniciativa

El programa FEDER de apoyo al almacenamiento energético asignó un total de 827 millones de euros en ayudas públicas no reembolsables, lo que representa una inyección sin precedentes en el sector.

La financiación se reparte entre los 133 proyectos adjudicados, pero con un fuerte grado de concentración: más de 50 iniciativas superan los 5 millones de euros en subvenciones, y algunas de las de mayor escala, como las impulsadas por Iberdrola, Atlantica o Rolwind, acceden a ayudas individuales por encima de los 20 millones de euros.

Por ejemplo, proyectos como BAT MAJADA ALTA y BAT SAN ANTONIO, ambos de Iberdrola, o TES 1 y TES 2, de Atlantica y Abengoa respectivamente, están entre los mejor financiados del paquete.

La media de ayuda por proyecto ronda los 6,2 millones de euros, pero en el caso de Andalucía, Galicia y Castilla-La Mancha —las comunidades con mayor asignación— las cifras son sensiblemente superiores. En Andalucía, por ejemplo, la financiación total asciende a 351,3 millones de euros, es decir, más del 42% del total nacional asignado.

Tecnología y cadena de valor

La mayoría de los proyectos adjudicados son sistemas BESS (Battery Energy Storage Systems), aunque también se incluyen tecnologías térmicas, bombeo hidroeléctrico y soluciones industriales. Solo 10 proyectos alcanzan 3,4 puntos y otros 10 llegan a 4,2 puntos en la evaluación de cadena de valor industrial, lo que muestra que el reto de fortalecer el ecosistema nacional aún es pendiente.

El plazo máximo para la ejecución de los proyectos es el 30 de septiembre de 2029, incluyendo eventuales prórrogas. Este horizonte de despliegue sitúa a España en una etapa crítica para consolidar su transición energética, con una red que incorpora almacenamiento en escala sin precedentes.

Todos los proyectos adjudicados aquí: 

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JA Solar se mete de lleno en el negocio BESS en América Latina: despliega 30 GW

JA Solar está ejecutando un giro estratégico en América Latina: entra de lleno al negocio del almacenamiento energético con 30 GW ya activos en capacidad productiva. Su propuesta es clara: entregar sistemas integrados de generación fotovoltaica y baterías de respaldo (BESS) bajo una sola marca, reduciendo fricciones técnicas y financieras en los proyectos.

El anuncio lo hizo José Tomás Ewing Soffia, Senior Sales Manager de la compañía, durante su participación en el Future Energy Summit – Southern Cone, donde señaló que la firma busca posicionarse como integrador completo, no solo como fabricante.

Con más de 300 GW en paneles solares vendidos globalmente, JA Solar considera que la región está entrando en una nueva etapa, donde los desarrolladores y utilities demandan más que módulos: necesitan trazabilidad, bancabilidad y acompañamiento.

“Apuntamos al servicio y al confort del cliente, desde el diseño hasta la puesta en marcha”, sostuvo Ewing Soffia.

La compañía trabaja junto a los principales fabricantes mundiales para ofrecer soluciones BESS con soporte local. Según el ejecutivo, la producción de 30 GW en almacenamiento ya está en marcha, orientada a responder al crecimiento esperado en países como Chile, Brasil, Colombia y Argentina, donde los sistemas BESS empiezan a escalar en la planificación energética.

Pese a las buenas proyecciones, el crecimiento real de la tecnología sigue atado a dos factores clave: la falta de regulación específica y la ausencia de estructuras de financiamiento adaptadas.

En su intervención, Ewing Soffia alertó que muchos países —como Chile— aún no han definido normativas claras para certificar, operar o integrar estos sistemas. Esto obliga a los fabricantes a diseñar por intuición o rentabilidad, lo que termina generando dispersión tecnológica.

“Si la regulación es ambigua, todos optimizan por rentabilidad, y eso puede generar disrupciones tecnológicas a largo plazo”, advirtió.

Desde JA Solar también identifican que, si bien los desarrolladores ya tienen definidos sus parques, el cuello de botella está en la etapa financiera. Los bancos exigen garantías claras, que se dificultan si hay múltiples marcas involucradas o si los sistemas no cumplen normativas locales específicas.

El enfoque de la empresa es atacar esa barrera con una propuesta “llave en mano”, que combine equipamiento, ingeniería, trazabilidad, certificaciones y soporte técnico. Así buscan facilitar el cierre financiero de proyectos que de otro modo quedarían detenidos.

Otro punto que destacó el ejecutivo es que los clientes latinoamericanos están más sofisticados que nunca. No buscan solo precios competitivos, sino que exigen marcas que respalden todo el ciclo del proyecto. Esto, asegura, obliga a los fabricantes a convertirse en integradores.

“Hoy hay clientes que están dando la oportunidad a la integración, donde se unifica solar y almacenamiento con una sola marca, con respaldo técnico y financiero desde el momento cero y para siempre”, afirmó.

En ese marco, JA Solar no se plantea como un proveedor más, sino como un socio estratégico a largo plazo, que acompaña desde la cotización hasta la operación, pasando por permisos, normativas, seguros y garantías.

La visión de la empresa es que, así como ocurrió con el crecimiento solar en la última década, el BESS tendrá un despegue acelerado si se eliminan las barreras técnicas, regulatorias y financieras. Y para eso, aseguran, no alcanza con vender baterías: hay que integrarlas con inteligencia, desde una sola propuesta de valor.

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Grupo Cox propone integrar mercados energéticos de América Latina con modelos de autogeneración remota

En el cierre del Future Energy Summit Colombia, el foco estuvo puesto en la urgencia de integrar los mercados eléctricos de América Latina. En un contexto de matrices energéticas desiguales, pero complementarias, Grupo Cox propuso una visión que va más allá de las fronteras: articular oportunidades entre países a través de un enfoque regulatorio y técnico común.

Desde su experiencia en múltiples mercados, Carolina Vargas Torres, Directora Legal para Colombia y Ecuador del grupo, planteó que las diferencias entre países pueden convertirse en ventajas competitivas si se estructuran correctamente los marcos normativos y las oportunidades de inversión. Un país con mejor recurso solar puede abastecer a otro con demanda puntual, aprovechando también diferencias horarias o estacionales.

Uno de los puntos fuertes del planteo fue el desarrollo de modelos de autogeneración remota, que permitirían vincular generación y consumo en distintas jurisdicciones. “Tener una planta de generación en Colombia que alimente un centro de consumo en Ecuador no debería ser ciencia ficción”, remarcó Vargas, quien insistió en que solo una coordinación regional hará posible esquemas de este tipo.

En paralelo, recordó que Grupo Cox viene de adquirir activos renovables en México, lo que refuerza su presencia en la región. Esa operación le permitió al equipo entender los retos comunes en el desarrollo de proyectos: desde los permisos hasta la comercialización. Aunque las etapas de construcción y operación presentan similitudes técnicas entre países, la diferencia real está en cómo se regula y cómo se vende la energía.

Justamente, uno de los riesgos emergentes es el curtailment, que empieza a notarse en mercados con alta penetración renovable. En ese sentido, Vargas enfatizó que la clave está en prever este tipo de situaciones desde el diseño contractual, y sugirió incorporar cláusulas específicas para proteger a las partes frente a excesos de generación o limitaciones de red.

Más allá del marco regulatorio, Grupo Cox pone sobre la mesa soluciones tecnológicas estructurales, como la inteligencia artificial y el almacenamiento. La primera permite anticipar excedentes, optimizar consumo y mejorar las decisiones de despacho. La segunda —las baterías— es fundamental para gestionar desbalances y absorber los picos de generación limpia.

“Estas herramientas no solo servirán para conectar sistemas, también para mejorar la relación con las comunidades”, planteó la ejecutiva, anticipando un salto cualitativo en la forma de operar e integrar el sector energético.

Grupo Cox se posiciona así como un actor regional con capacidad de traducir oportunidades en estructuras de inversión viables, sin perder de vista la necesidad de contar con políticas claras, sostenibles y pensadas a largo plazo. La integración energética en América Latina no es solo deseable: es imprescindible para avanzar hacia una matriz más limpia, estable y eficiente.

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Inversiones: Camuzzi destinara USD 3.900 millones para exportar GNL desde La Plata

Se utilizará la capacidad ociosa del sistema nacional durante los meses de verano para transportar gas desde Vaca Muerta y exportarlo a través de un buque licuefactor en el puerto platense.

Camuzzi Gas Inversora S.A., la compañía controlante de las distribuidoras Camuzzi Gas Pampeana y Camuzzi Gas del Sur, anunció hoy la creación de “LNG del Plata”, el nuevo desarrollo energético de destinado a la exportación del gas natural producido en Vaca Muerta a través de un barco de licuefacción (Floating LNG) ubicado en el Puerto La Plata, Provincia de Buenos Aires.

Con una inversión que alcanzará los USD 3.900 millones en los próximos 20 años, LNG del Plata es un proyecto dual que permitirá exportar más de 2.4 millones de toneladas anuales de GNL, equivalentes a la producción de más de 9 millones de m3/día de gas natural, como así también reforzar el abastecimiento del mercado interno en los meses de mayor demanda, atendiendo los picos estacionales de demanda local.

“Este proyecto es sumamente relevante para el desarrollo del país, ya que no solo permitirá generar 500 puestos directos de trabajo, sino que a lo largo de los 20 años de operación previstos, aportará más de USD 14.500 millones en divisas provenientes de exportaciones, acompañando de esta forma el potencial del país y su rol estratégico en el abastecimiento energético mundial”, destacó Alejandro Macfarlane, presidente de Camuzzi Gas Inversora.

Cómo se transportará el gas

La inversión inicial contempla la construcción de una nueva infraestructura de transporte que permitirá movilizar el gas natural que actualmente es entregado en Buchanan, hasta la localidad de Ensenada en la Provincia de Buenos Aires; la construcción de un gasoducto subacuático de 10 km de extensión y una plataforma offshore para el amarre del buque licuefactor. En ese marco, la compañía se encuentra en procesos de negociación avanzada con una empresa internacional de primer nivel especializada en este tipo de operaciones.

Las obras iniciarán en 2026, y se prevé el inicio de operaciones formales para 2028. Entre los meses de septiembre y mayo, LNG del Plata permitirá exportar más de 9 millones de metros cúbicos diarios de gas natural producidos en Vaca Muerta y transportados en gasoductos existentes del sistema, que en la temporada estival se encuentran con capacidad ociosa.

Una vez en puerto, el gas será sometido al proceso de licuefacción para reducir su tamaño 600 veces y facilitar su transporte marítimo para luego ser regasificado y consumido como gas natural en destino.

En sentido inverso, durante el periodo invernal, LNG del Plata reforzará la matriz energética nacional, mediante la liberación de gas natural para atender los picos de demanda. Esta dinámica contribuirá a sostener la seguridad del sistema optimizando el abastecimiento energético y reduciendo así los costos de generación eléctrica al desplazar combustibles líquidos de mayor costo.

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Fuente: Más Energía.

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Empresas:  Innovación y sinergia para transformar Vaca Muerta

DLS Archer ha sido adjudicada con el mayor contrato para brindar servicios de perforación a YPF en Vaca Muerta, marcando un hito en la industria energética argentina. Este contrato refuerza la alianza estratégica de DLS Archer e YPF, combinando experiencia global y liderazgo, impulsando la eficiencia, seguridad y la innovación.

Con una vigencia de cinco años, el acuerdo contempla la provisión y operación de siete equipos de perforación de última generación dotados con tecnología de punta e integrando servicios de Perforación Controlada por Presión (MPD). Además, incorpora mejoras sustanciales en las condiciones actuales, reflejando el compromiso de ambas compañías con la excelencia operativa.

Este logro reafirma la estrategia de crecimiento de DLS Archer iniciada en 2024 con la adquisición de ADA, subsidiaria de Air Drilling Associates Inc., diversificando su portafolio y consolidando su posición como líder en soluciones integradas para desarrollos no convencionales.

Estamos orgullosos de que YPF demuestre, una vez más, su confianza en nuestra capacidad para ofrecer excelencia operativa, manteniendo los más altos estándares de seguridad y cuidado ambiental, contribuyendo así al desarrollo de Vaca Muerta, la industria del petróleo y gas en general y del país en su conjunto.

El sector de petróleo y gas en Argentina continúa experimentando un crecimiento sostenido. Este nuevo contrato fortalece notablemente nuestro posicionamiento en el mercado y la rentabilidad de nuestras operaciones locales. Estamos convencidos de que esto se traducirá en nuevas oportunidades de crecimiento en el corto y mediano plazo. Dag Skindlo, CEO de Archer.

Gerardo Molinaro, VP de Land Drilling, DLS Archer, agregó:

YPF es el actor principal en la industria y la firma de este nuevo contrato nos enorgullece, al tiempo que reafirma nuestro compromiso con la excelencia en todos los aspectos de nuestras operaciones. Nos entusiasma la posibilidad de seguir trabajando con YPF consolidando una relación estratégica que seguirá transformando la industria.

Esta alianza entre DLS Archer e YPF marca un paso decisivo hacia un futuro más competitivo, innovador y sostenible para el sector energético argentino.

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Inversiones: Vista Energy sale de nuevo al mercado, busca hasta us$400 millones y acelera su expansión en Vaca Muerta

La petrolera vuelve a testear el apetito inversor con una obligación negociable en dólares y bajo ley Nueva York. La operación apunta a cubrir los futuros vencimientos de deuda y a sostener un plan de crecimiento hacia 2028.

Vista Energy regresa al mercado con una nueva emisión. La compañía lanza la Obligación Negociable (ON) Internacional Clase XXIX, con la intención de captar u$s300 millones, ampliables hasta u$s400 millones. La colocación, que está abierta desde este lunes hasta el miércoles 3 de diciembre, llega en un momento clave para la petrolera: en 2026 enfrenta vencimientos de capital por u$s389 millones, que le permitirá asegurar los fondos para cumplir sus compromisos.

La nueva ON está denominada en dólar cable, vencerá el 10 de junio de 2033 y pagará una tasa del 8,5% anual. Los intereses se cancelarán en forma semestral a partir de diciembre de 2025. La amortización seguirá un esquema soft bullet, con pagos de capital en tres tramos iguales en 2031, 2032 y 2033. El bono estará regido por ley de Nueva York.

Con esta emisión, la empresa apunta a garantizar la cobertura total de esos vencimientos y potenciar el desarrollo de sus activos. En junio, vale recordar, la petrolera emitió u$s500 millones en el mercado internacional, también a una tasa del 8,5%. De ese total, u$s300 millones se destinaron a cancelar un crédito puente del Banco Santander utilizado para financiar la compra del 50% del bloque La Amarga Chica, mientras que los u$s200 millones restantes fueron dirigidos a inversiones en Vaca Muerta.

Resultados claves del tercer trimestre para Vista Energy

Vista se posiciona hoy como el principal productor privado de petróleo de Argentina, con una producción que supera los 110.000 barriles equivalentes diarios, de los cuales aproximadamente la mitad se exporta. Pero el objetivo es mucho más ambicioso: durante el Investor Day, la compañía anticipó un crecimiento del 72% hacia 2028, con un salto clave en las exportaciones, que pasarán a explicar el 75% de los ingresos.

La estrategia contempla que los futuros excedentes de caja se orienten a recompras de acciones, dividendos, reducción de deuda y eventuales operaciones de M&A.

Pese al aumento en eficiencia operativa, Vista informó un flujo de caja libre negativo de u$s570 millones, impactado por mayores pagos impositivos y una suba en las necesidades de capital de trabajo. Esto llevó la deuda neta a u$s2.445 millones, con un ratio de apalancamiento cercano a 1,9 veces.

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Fuente: Ámbito.

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Informes: Se extiende la ventana de los hidrocarburos y se abre otra oportunidad para Vaca Muerta

Las perspectivas marcan un horizonte más largo en la demanda de petróleo y gas y una electrificación más lenta.

La celebración de la última COP30 en Brasil y las últimas perspectivas de la industria energética muestran un escenario cada vez más favorable para Vaca Muerta con una transición que se retrasa y una demanda de hidrocarburos que se mantiene firme.

Según la consultora Economía & Energía, el Outlook 2025 de BP refleja una electrificación más lenta en los países desarrollados, un mayor dinamismo industrial en Asia emergente, donde el gas natural sigue sustituyendo al carbón; y un contexto global con una regulación más flexible en términos de mitigación del cambio climático por parte de EEUU y un mayor énfasis en seguridad energética.

Petróleo y gas

En este marco, el crudo tiene una revisión al alza del 10% para el 2050 y la demanda de gas sube un 2% en relación a los pronósticos del 2024. En petróleo, la demanda alcanzaría un pico en 2030 y un descenso gradual a partir de 2035 a un ritmo de -0,8% anual.

“Esta revisión al alza indica una demanda estructuralmente más persistente que la prevista el año pasado, la cual es atribuida a una caída más lenta de la demanda en economías desarrolladas; un crecimiento más firme en India y el Sudeste Asiático; y un crecimiento sostenido del sector petroquímico, que se convertiría en el componente más resistente de la demanda global”, explican.

En tanto, la IEA estima un incremento en torno al 13% entre 2024 y 2050 en la demanda de crudo, con los países no pertenecientes a la OPEP+ aportando un crecimiento cercano a 4 Mbbl/d, impulsado principalmente por Estados Unidos, Canadá, Guyana, Brasil y Argentina.

En cuanto al gas natural, el comercio global de GNL crecería en un 74% hasta mediados del presente siglo y un 60% hasta el 2035, con una caída de la demanda más tarde de lo pensada a partir del conflicto bélico en Ucrania, que condujo a Europa a competir con Asia por la seguridad de abastecimiento de GNL.

El panorama del GNL

“Este contexto, ofrece a la Argentina la oportunidad de desarrollar una plataforma de exportación de GNL destinada al abastecimiento del mercado mundial. Argentina es el único país de la región con un incremento significativo en la producción de gas natural a lo largo de la próxima década según IEA”.

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Fuente: Más Energía.

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Minería: Piden eliminar retenciones al litio y la plata

Mineras advierten impacto por retenciones y piden medidas similares a las del petróleo

La Cámara Argentina de Empresas Mineras (CAEM) prepara una presentación formal para insistir con la eliminación de las retenciones para la plata y el litio. El pedido a la gestión de Javier Milei encuentra respaldo político en las provincias productoras, especialmente en Jujuy, Salta, Catamarca y también de Santa Cruz, aunque en este último caso afecta en mayor medida a una sola operación en su territorio.

El recorte de retenciones al petróleo se justificó por los equipos técnicos del Gobierno nacional por los elevados costosde los yacimientos maduros y la necesidad de evitar importaciones en el corto plazo. La lógica, advierten en la minería, es exactamente la misma para la plata y el litio.

Las mineras intentaron canalizar el planteo por vía del secretario de Minería, Luis Lucero, y también, en el área de Coordinación de Producción de Pablo Lavigne, pero la respuesta no llega. Ahora evalúan abrir el diálogo con otras dependencias de Economía del Gobierno de Milei para buscar una definición más concreta.

A esta cruzada se sumarían los gobernadores de las provincias afectadas, en un escenario de precios internacionales bajos para el litio y de yacimientos de plata cada vez más maduros, ya que no quieren quedar rezagados respecto al esquema de incentivos que -por caso- ya recibió el sector petrolero.

A diferencia de la plata, la exportación de oro no paga derechos desde enero de 2024 -desde que venció el Decreto N° 908/21 que fijaba la alícuota para ese mineral el 31 de diciembre de 2023-. Esto genera distorsiones en un puñado de operaciones donde la plata es predominante o muy relevante en la composición de los concentrados.

Santa Cruz

Entre las operaciones más afectadas en el país, en Santa Cruz se enlistan: Mina San José, operada por Minera Santa Cruz, y, aunque con un impacto marginal porque tiene una producción más equilibrada con oro, Cerro Moro, de Pan American Silver. En el otro rincón del mapa, como productoras de plata están Mina Pirquitas, en Jujuy, y Mina Lindero, en Salta.

Al respecto, el gobernador Claudio Vidal señaló en declaraciones a La Opinión Austral que insiste con el reclamo y que el costo extractivo del oro y la plata es el mismo, “pero la plata tiene retenciones y el oro no; es injusto”, cuestionó y vinculó el tema tributario con la continuidad de las operaciones: “No digo que haya que cobrar retenciones al oro, digo que sería importante que lo que hoy se paga por la extracción de plata pueda destinarse a proyectos de exploración y que no se lo lleve la Nación. La exploración es lo que más tiempo y recursos demanda”.

Desde el sector privado también se viene insistiendo en el reclamo hace casi dos años. En diálogo con Santa Cruz Produce a fines de agosto, el gerente general de Minera Santa Cruz, Néstor Rigamonti, describió sin rodeos el impacto del régimen actual: “San José es un yacimiento que hace unos años ha empezado a presentar rasgos claros de madurez y eso presenta desafíos importantes. Estamos asegurándonos de hacer lo necesario para darle continuidad al yacimiento”.

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Explicó que la operación produce concentrados y barras de plata en bruto, justamente los productos que quedaron excluidos de las exenciones: “Desde hace un par de años, una buena parte de las posiciones arancelarias de los productos metalíferos está exenta de retenciones, pero no todas. Algunos productos se mantienen alcanzados y son los que produce Minera Santa Cruz: concentrados de plata y barras de plata en bruto”.

El gerente cuestionó la lógica detrás de esa diferenciación: “No hay ningún argumento técnico o económico que justifique esa distinción. No es que el producto exento tenga mayor valor agregado. Y desde lo económico, los productos alcanzados aportan mucho menos al fisco que los que ya están exentos”.

El punto central es la exploración, clave para extender la vida útil del yacimiento: “Nuestros productos siguen pagando retenciones y es un problema grande, porque esos recursos serían muy valiosos para reforzar campañas exploratorias. La clave para extender la vida de mina es explorar.

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Fuente: Bae Negocios.

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Minería: Avances en la Fase II del programa de perforación confirman el potencial de La Manchuria

La campaña permitió ampliar la continuidad de vetas de 500 a 800 metros y validar el modelo predictivo 3D, fortaleciendo el perfil exploratorio de La Manchuria, en el Macizo del Deseado santacruceño.

El Ministerio de Energía y Minería informa que Astra Exploration Inc. dio a conocer nuevos resultados del programa de perforación correspondiente a la Fase II del Proyecto La Manchuria, ubicado en Santa Cruz, fortaleciendo la proyección del yacimiento de oro y plata.

Los avances registrados reflejan un progreso significativo en la campaña exploratoria, que permitió expandir la extensión de vetas, confirmar nuevas estructuras mineralizadas y validar la precisión del modelo geofísico tridimensional recientemente desarrollado.

Los principales resultados de la Fase II, dan cuenta que la longitud del sistema de vetas en la Main Zone se amplió de aproximadamente 500 a 800 metros, especialmente en las vetas West Feeder; se confirmó la primera veta continua de, al menos, 200 metros de longitud y hasta 150 metros de profundidad en la Eastern Zone; como así también que todas las perforaciones realizadas interceptaron vetas y/o vetillas con evidencia de mineralización.

Además, se identificó una nueva estructura paralela situada a unos 350 metros al noreste de la Eastern Zone, denominada Road Zone; al tiempo que el modelo geofísico 3D demostró ser una herramienta predictiva eficaz para localizar vetas mineralizadas bajo la superficie.

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En este escenario, Diego Guido, director de Exploración de Astra, destacó que “el programa de perforación de la Fase II se diseñó para evaluar las extensiones laterales del sistema de vetas epitermales someras y para probar un nuevo modelo geofísico tridimensional. Todos los barrenos interceptaron vetas y/o vetillas con clara evidencia de mineralización en algunas de ellas”.

Desde la compañía, informaron que previo a la perforación, se desarrolló un exhaustivo programa de mapeo geológico y se incorporaron 150 kilómetros adicionales de líneas geofísicas, lo que permitió actualizar y reprocesar los datos existentes. Esta etapa fue fundamental para construir un modelo predictivo tridimensional, que facilitó la identificación de nuevas zonas con alta probabilidad de mineralización.

Las secciones longitudinales y transversales del modelo 3D muestran la correlación entre las estructuras mineralizadas y los bordes de resistividad, validando su capacidad para orientar futuras perforaciones. La Road Zone, recientemente incorporada, es uno de los objetivos más prometedores definidos a partir de este enfoque.

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Con estos resultados, el proyecto La Manchuria consolida su avance técnico y aporta información clave para la planificación de nuevas campañas. La próxima etapa buscará ampliar el estudio geofísico a otras zonas del área y continuar con perforaciones destinadas a profundizar el conocimiento del sistema mineralizado.

Astra Exploration desarrolla el proyecto en una zona de alta prospectividad del Macizo del Deseado, reconocida internacionalmente por albergar yacimientos de clase mundial como Cerro Vanguardia y Cerro Negro.

Santa Cruz reafirma así su posicionamiento como una de las provincias con mayor potencial geológico del país, promoviendo iniciativas que integran innovación, exploración responsable y generación de conocimiento estratégico.

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Política: Jaime Álvarez sobre las nuevas operadoras en las cuencas maduras, “Los valores de producción de petróleo tienen que comenzar a mejorar esta semana”

Las seis operadoras están en plena posesión de los diez yacimientos que pertenecían a YPF. El Ministro de Energía y Minería de Santa Cruz analizó por LU12 AM680 cómo es la transición y el esquema de inversión para estabilizar la actividad.

El Ministro de Energía y Minería de Santa Cruz, Jaime Álvarez, en diálogo con LU12 AM680, destacó que a partir del lunes primero de diciembre “formalmente YPF no se encuentra más” en las áreas de Santa Cruz, más allá de algunas gestiones propias de la transición.

Detalló que el proceso de traspaso a las empresas continuadoras comenzó con la medición de tanques de crudo y la realización de todas las contrataciones necesarias.

“Las empresas continuadoras ya tomaron posesión de las bases, de la infraestructura, de los yacimientos y empezaron a trabajar, teniendo reuniones, conociendo a la gente y con reuniones de trabajo”, señaló.

El Ministro enfatizó que este cambio pone fin a 81 años de presencia de YPF en la provincia, desde el primer pozo en Cañadón Seco en 1944.

Transición

Respecto a la transición, se están resolviendo “cuestiones informáticas, base de datos, este información que debe traspasar desde YPF, telemetría, sistemas informáticos que deben ser deslindados, entre otras cuestiones a resolver”, destacó.

Destacó que las empresas continuadoras asumieron un “compromiso de inversión” en el proceso licitatorio que deben cumplir. “Debe invertir para que cada pozo comience a ponerse en funcionamiento con trabajo de pulling y de producción que todos los días comienza a levantarse y a apuntar”.

El objetivo principal es “primero la productividad y luego a partir de ese piso hacerla crecer”.

Para ello, las empresas deben hacer una “reinterpretación geológica” con toda la información geológica que les traspasó YPF, realizar “información sísmica si es necesario para determinar una nueva campaña de perforaciones lo antes posible”, trabajar en forma conjunta con los sindicatos, “garantizando que la legislación laboral se cumpla rajatabla”, y tener la responsabilidad de “cumplir con el estado provincial y con las con los municipios, con las localidades más próximas a su producción en lo que tiene que ver a responsabilidad social empresarial”.

Competitividad

El Ministro reconoció que el “mayor ganancia, el mayor beneficio, lo da el petróleo no convencional, respecto al convencional”, con tasas internas de retorno próximas o superiores al 40% en Vaca Muerta, frente a un máximo de 12%, 15% o 18% en el convencional.

Esta es la razón de la decisión empresarial que tomó YPF a nivel nacional, la cual “se retira de la totalidad de las provincias de Argentina para solamente invertir y canalizar sus esfuerzos económicos y financieros en Neuquén, en la formación no convencional”.

Álvarez contextualizó la situación dentro de un cambio de modelo económico, político y alineamiento internacional de Argentina, con un “sinceramiento de la economía” que implica eliminación de subsidios, planificación de tarifas y un mercado internacional más abierto.

En este contexto, todas las provincias se encuentran en una “regresión de sus ingresos” y una situación que “atenta con las con las fuentes de trabajo, con el ingreso, con el ingreso de los habitantes y con el ingreso de la provincia”.

Ante esta situación de crisis, que “no es para desconocerlo”, Santa Cruz tomó la decisión de “buscar que nuevos empresarios ingresaran a las áreas para ponerlas a producir” mediante un proceso público y transparente, con la participación de más de 30 técnicos santacruceños.

Incentivos provinciales

Para incentivar la producción, se trabaja en el marco de la “ley de emergencia” en el petróleo convencional maduro que los diputados provinciales votaron, la cual está vigente hasta el 31 de diciembre.

Además, a nivel nacional, el Gobierno ha tomado herramientas para la “eliminación de derechos de exportación o retenciones para el petróleo no convencional”.

El proyecto de disminución o eliminación total y gradual de las retenciones del petróleo crudo apunta a que el Gobierno Nacional elimine las retenciones o derechos de exportación, que los Gobiernos Provinciales deben apuntalar esta situación con baja de regalía para estos nacimientos maduros, estos nacimientos convencionales, y que las empresas deben reinvertir este diferencial que le va a otorgar tanto nación como provincia para mejorar la producción.

Producción

El Ministro señaló que las empresas “tienen que trabajar en invertir, en aumentar la producción, levantar el techo y en reducir su costo que es bajar el piso”. El margen entre el piso y el techo de sus pesos es lo que va a permitir una reinversión y una mayor producción. Si no hay reinversión, “estamos aportando aportando la vida útil de los nacimientos y la vida hidrocarburífera”.

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Fuente: La Opinión Austral.

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Eventos: Miguel Galuccio; “Hay que ser mucho más disruptivos en Vaca Muerta”

El titular de Vista Energy, Miguel Galuccio, resaltó en el Energy Day organizado por EconoJournal los logros obtenidos desde hace más de una década, pero también advirtió sobre la imperiosa necesidad de instrumentar cambios que aceleren la puesta en valor de los recursos.

En función de las herramientas tecnológicas disponibles y del aprovechamiento de la curva de aprendizaje norteamericana, sostuvo Miguel Galuccio, hoy el desarrollo de Vaca Muerta ha llegado a un límite que hace falta superar. “Llegó el momento de cambiar el juego.

Hay que ser mucho más disruptivos en cuanto a lo que hacemos y a cómo lo hacemos tanto en la supply chain como en el uso de las tecnologías. Además, se precisan modificaciones desde el punto de vista regulatorio e impositivo”, postuló el fundador y CEO de Vista Energy en la apertura del Energy Day 2025 organizado por EconoJournal.

En 2012, evocó Galuccio, cuando realmente comenzó la historia de YPF en Vaca Muerta, la formación no convencional era “sólo para creyentes”. “Hacía falta creer que el recurso estaba ahí, que había que desriskearlo, que sería importante para la industria y para el país, y que valía la pena probar”, expresó.

Desde entonces, destacó, se dio una enorme apuesta por la búsqueda de inversiones y de talento. “Asimismo, hubo que modificar el marco legal, ya que nuestra Ley de Hidrocarburos no estaba preparada para desarrollar esta clase de recursos, hubo que construir infraestructura, y hubo que traer las empresas de servicios y la tecnología que se necesitaba.

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Todo eso nos llevó, 12 años más tarde, a que Vaca Muerta produzca 550.000 barriles por día, el 60% de la oferta total de la Argentina. Hoy el país es un exportador neto de petróleo”, ponderó el ejecutivo.

«Hubo cambios positivos que se hicieron para impulsar el sector. Veo un Gobierno abierto y permeable, pensando qué más se puede hacer para acelerar el desarrollo de Vaca Muerta. Estuve hace poco con el Ministro de Economía y hablamos mucho sobre qué más podemos hacer para crecer más rápido. Hay mucha apertura en ese sentido», remarcó.

En términos de exportaciones, acotó, el mercado hidrocarburífero argentino está entre los cinco que más crecieron a nivel global en el último año. “Hace pocos meses batimos el récord histórico de 1998, al producir 850.000 barriles diarios. Y vamos hacia 1 millón de barriles”, anticipó.

Lo mejor que la industria local tiene para sentirse orgullosa, reivindicó, es el playbook. “Sabemos cómo hacerlo. Contamos con una roca que está desriskeada y que es mejor que la norteamericana. No obstante, nos sigue faltando acelerar el desarrollo. En la Argentina tenemos 40 equipos de perforación, mientras que Estados Unidos suma 450”, comparó.

Será clave, a su entender, seguir optimizando los costos, trabajando en materia de desregulación y ganando atractivo para los inversores. “Como todos saben, el no convencional es un play que no solamente depende de la economicidad, sino también de la caja que uno genera. Hay que ser un país con acceso al capital, competitivo en los costos y también en los impuestos”, sentenció.

Culto a la innovación

Hace apenas siete años, evocó Galuccio, Vista era literalmente un papel en blanco. “Todavía tenemos la servilleta dibujada en una mesa con la que empezó todo”, bromeó.

Para definir a la empresa, expuso, hoy hay que pensar en una buena mezcla de talento y cultura. “Me gusta decir que nuestro sector se corre a sangre, no a petróleo. La clave está en la gente. La cultura de Vista está totalmente enfocada a extraer valor para los accionistas. Somos una compañía corrida por sus dueños: un 40% de los empleados tiene acciones de Vista. En el top management, ese porcentaje sube a un 75%”, cuantificó.

Si algo caracteriza a la firma, reveló, es hacer “un culto a la innovación”. “Tenemos gente que solamente piensa en innovar. Por eso fuimos los que exportamos el primer barco de petróleo desde Vaca Muerta en el medio de la pandemia. Creamos un mercado internacional que no existía. Luego nos siguieron YPF y Pluspetrol”, especificó.

La organización, apuntó, también fue la primera en electrificar un equipo de perforación y una planta compresora de gas, además de la primera en tener toda la operación de fractura con wet sand. “Lideramos el cambio tecnológico con la idea de extraer valor. Y somos muy ágiles en la toma de decisiones: nacimos como start up y en estos momentos tenemos el tamaño de una corporación.

Somos la compañía independiente más grande de la Argentina y la mayor productora de petróleo, pero seguimos pensando como si fuéramos una start up. Contamos con una regla que no se rompe: entre la persona que perfora y la que se ve con los inversores no puede haber más de cuatro niveles”, sintetizó.

Cuatro grandes ejes

Para proyectar el precio internacional del petróleo, explicó Galuccio, conviene analizar cuatro ejes: demanda, supply, economía mundial y geopolítica. “En el caso de la demanda, soy súper positivo acerca de lo que puede pasar en 2026 y 2027. Venimos de 10 años de poca inversión, pero el reemplazo del crudo no está llegando a la escala que debe llegar.

En los países subdesarrollados, que consumen una quinta parte de la energía de los desarrollados, se observa una agenda de crecimiento, con foco en India y China”, aseguró.

En cuanto a lo geopolítico, prosiguió, por estos días hay tanto un risk premium como un floor para el valor del crudo. “Hay más chances de tener problemas que no tenerlos. Hay tres posibles black swans: una escalada del conflicto China-Estados Unidos, cómo será el final de la guerra Rusia-Ucrania y qué sucederá con Irán en el conflicto de Medio Oriente”, enumeró.

Lo más preocupante, opinó, tiene que ver con la cadena mundial de suministro. “La avanzada de tarifas de Estados Unidos generó una disrupción en la supply chain de un mundo globalizado. Hay que ver dónde aterrizamos, pero los crecimientos del Producto Bruto Interno (PBI) que se vienen serán más bajos de lo previsto”, adelantó el directivo, quien también se refirió a la caída del stock petrolero a nivel planetario.

Es cierto, reconoció, que el mercado para 2026 “puede estar un poco soft”, pero afortunadamente puede esperarse “un 2027 sólido”. “Estimamos que la cotización del barril estará en torno a los 65 dólares para el año que viene y se ubicará cerca de los u$s 70 para el período 2027-2030”, pronosticó.

Ventaja competitiva

Las petroleras con activos en la Argentina no sólo tienen como variable crítica al precio internacional del crudo, indicó Galuccio, sino también la situación del país. “Vaca Muerta es parte de la solución de nuestros problemas. En 2012 teníamos un balance comercial desfavorable de US$7.000 millones y este año lo cerraremos con un saldo positivo de más de US$7.000 millones. Estamos hablando de un swing de US$14.000 millones. Somos parte de lo que necesita el país para normalizar su macroeconomía”, celebró.

El recurso petrolero que hay en la Argentina, calificó, es “de bajo costo”, pero también “de ciclo corto”. “Esa característica, en un mundo volátil, nos da una ventaja competitiva increíble.

Gracias a ella, una compañía que recién nacía, como Vista, se pudo bancar una pandemia”, subrayó el ejecutivo, quien aseguró que en este contexto global Vaca Muerta posee una mayor competitividad el Presal de Brasil. “Aquí perforamos un pozo en 13 días y lo completamos en 20”, añadió.

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Fuente: Econojournal.

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Internacionales: Paraguay avanza para convertirse en el corredor estratégico del gas de Vaca Muerta camino a Brasil

Ya planifica un gasoducto de más de 1.000 kilómetros para ofrecer una salida alternativa a la producción de la formación shale rumbo al mayor mercado sudamericano. El proyecto abre una nueva ruta de exportación y obliga a la Argentina a definir cómo garantizar el abastecimiento firme desde la cuenca neuquina.

Paraguay definió como prioridad de Estado el impulso del Gasoducto Bioceánico, una obra de más de 1.000 kilómetros que busca darle al país un rol protagónico en el mapa energético regional hacia comienzos de la próxima década.

El objetivo es doble: por un lado, asegurar el abastecimiento interno que demandará su crecimiento productivo; por el otro, consolidarse como vía de tránsito del gas argentino de Vaca Muerta hacia Brasil.

La construcción del tramo paraguayo demandaría alrededor de US$ 2.000 millones. La traza contempla la conexión con el Gasoducto del Norte y el tendido de 530 km hasta la frontera con Brasil, más otros 410 km hacia Campo Grande, en Mato Grosso do Sul.

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El proyecto toma especial relevancia porque Brasil —con un consumo promedio de 70 millones de metros cúbicos por día (MMm³/d)— seguirá necesitando gas firme durante los próximos años.

Hasta ahora, el abastecimiento histórico llegó al gigante del Mercosur desde Bolivia, pero su declinación pone en jaque esa ruta tradicional. De hecho, estudios del Gobierno brasileño y de los industriales del sur del país anticipan que Bolivia podría transformarse en importador hacia el final de la década.

En ese contexto, Paraguay se propone como alternativa real para reemplazar un corredor en retroceso y sumar una nueva vía logística para el gas de Vaca Muerta.

Un ducto de 1.050 kilómetros

La traza propuesta se desarrolla sobre la infraestructura de la Ruta Bioceánica, actualmente en construcción en el Chaco paraguayo. El ducto tendrá unos 1.050 kilómetros, con una capacidad inicial de 10 MMm³/d, ampliable hasta 30 MMm³/d según el crecimiento de la demanda.

Los estudios de prefactibilidad y viabilidad económica ya avanzados indican que el corredor chaqueño es la opción más competitiva para llegar al mercado del estado de San Pablo y abastecer al nordeste argentino.

Además, las autoridades estiman que la obra podría entrar en servicio en unos cinco años, siempre que se cumplan los plazos administrativos, regulatorios y de financiamiento.

El desarrollo ya atraviesa una etapa técnica más fina, tras la firma del memorándum de entendimiento entre Argentina y Paraguay.

Se realizan reuniones bilaterales para definir la interconexión, armonizar normativa y avanzar en la integración energética dentro de un marco también acompañado por la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE).

El desafío regulatorio en Paraguay

Un punto central para destrabar el proyecto es la actualización de la Ley del Gas Natural de Paraguay, vigente desde 1997. El Gobierno paraguayo reconoce que necesita un marco moderno y compatible con sus socios para dar previsibilidad a las inversiones privadas que requiere la obra.

Por eso prevé contratar a un especialista para trabajar en la armonización normativa con la Argentina, paso que luego se replicará con Brasil. El objetivo es que, al momento de firmar contratos de construcción y comercialización, exista un marco homogéneo entre los tres países.

Argentina, por su parte, también deberá acordar con reguladores y transportistas brasileños las condiciones de transporte y canon para asegurar la llegada competitiva de la molécula neuquina.

Inversiones estimadas y obras complementarias

La construcción del tramo paraguayo demandaría alrededor de US$ 2.000 millones. La traza contempla la conexión con el Gasoducto del Norte y el tendido de 530 km hasta la frontera con Brasil, más otros 410 km hacia Campo Grande, en Mato Grosso do Sul.

El plan incluye además dos desarrollos paralelos: Una central térmica en el Chaco Central de 1.000 MW, que sumaría otros US$ 1.000 millones; y una planta de fertilizantes, impulsada por inversores privados, para abastecer a Paraguay y a la región.

La parte argentina

Para que el proyecto funcione, Argentina debe garantizar suministro firme durante todo el año. Hoy el Gasoducto del Norte opera con capacidad limitada —unos 15 MMm³/d, apenas suficientes para abastecer a las siete provincias del norte—, por lo que el país necesita reforzar su infraestructura.

Además de loops y nuevas plantas compresoras, hay una obra fundamental: un nuevo gasoducto trazado por TGN entre Tratayén y La Carlota, en el sur de Córdoba. De acuerdo con el diseño preliminar, para transportar 20 MMm³/d se requerirían inversiones cercanas a los US$ 2.000 millones.

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Fuente: Dinamicarg.

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Petróleo: La provincia no renovó la concesión petrolera de Atamisqui

El Gobierno provincial rechazó los recursos de Petrolera El Trébol y ratificó que la empresa presentó fuera de término su pedido de prórroga, además de incumplir requisitos técnicos y de inversión. Con la concesión vencida desde septiembre, avanza el proceso de reversión del área Atamisqui a favor del Estado mendocino.

El Gobierno de Mendoza confirmó la caducidad de la concesión hidrocarburífera del área Atamisqui y rechazó de manera definitiva los recursos presentados por Petrolera El Trébol S.A., argumentando incumplimientos formales, técnicos y regulatorios. La decisión quedó plasmada en los Decretos 2431 y 2433, publicados en el Boletín Oficial, que ratifican que la empresa no cumplió con los requisitos para obtener una prórroga y validan el inicio del proceso de reversión del área a favor del Estado provincial. sin respaldo téc

La administración de Alfredo Cornejo sostuvo que la compañía presentó su pedido de prórroga fuera del plazo exigido por la normativa. Tanto la Ley Nacional 17.319 (modificada por la 27.007) como la Ley Provincial 7.526 establecen que la solicitud de extensión debe iniciarse con un mínimo de un año de antelación al vencimiento de la concesión.

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En el caso del área Atamisqui, la concesión expiró el 7 de septiembre de 2025, pero la empresa presentó su pedido en septiembre de 2024, por lo que la Provincia consideró que el trámite fue iniciado de manera extemporánea.

Además del incumplimiento temporal, los dictámenes técnicos y jurídicos remarcaron que la documentación presentada no acreditaba el cumplimiento de las obligaciones previas del concesionario.

Los informes internos de la Dirección de Hidrocarburos describieron un plan de inversiones insuficiente y carente de consistencia: la empresa proponía USD 1,68 millones para un período de diez años, una cifra considerada demasiado baja para sostener la operación y recuperar la declinación productiva del yacimiento.

Según los técnicos, el proyecto se limitaba a tareas de mantenimiento correctivo, sin contemplar nuevas perforaciones, actualización tecnológica ni acciones destinadas a aumentar la productividad del área. Incluso, se detectaron deficiencias de mantenimiento en las instalaciones, la planta de tratamiento de crudo y el sistema contra incendios.

Un proceso que ya estaba en marcha

La decisión del Ejecutivo no surge de un conflicto puntual, sino de un análisis administrativo iniciado a mediados de año. En agosto, el Ministerio de Ambiente y Energía -a cargo de Jimena Latorre- había emitido la Resolución 173/2025 rechazando la prórroga por las mismas razones: presentación fuera de término y plan de inversiones insuficiente.

Posteriormente, la Decisión Administrativa 21/2025 declaró concluida la concesión y autorizó el comienzo del proceso de reversión del área. Petrolera El Trébol apeló ambas decisiones, pero los decretos publicados esta semana rechazaron los recursos jerárquicos y ratificaron cada una de las medidas adoptadas.

Los dictámenes jurídicos también resaltaron que no existían argumentos para suspender los efectos de la caducidad, ya que la concesión se encontraba efectivamente vencida.

Qué implica la reversión del área

La reversión formal del área Atamisqui implica que el Estado provincial recupera la administración y control sobre los activos del yacimiento, lo que abre dos caminos posibles:

Asignación temporal a una empresa estatal o tercero encargado del mantenimiento, para garantizar la integridad de las instalaciones hasta la definición del destino final del bloque.

Llamado a un nuevo concurso o proceso de adjudicación, donde la Provincia pueda seleccionar un operador que presente un plan técnico y económico alineado con los estándares exigidos por la normativa.

Mientras tanto, la Dirección de Hidrocarburos continuará supervisando las condiciones de seguridad, el estado de las instalaciones y la transición hacia un nuevo esquema operativo.

El mensaje político y regulatorio

Para la administración provincial, el caso Atamisqui busca marcar un precedente: el cumplimiento estricto de los plazos y la consistencia técnica de los proyectos serán requisitos indispensables para la continuidad de cualquier concesión.

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Fuente: Memo.

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Energía y Minería: Daniel González recomendará prorrogar el RIGI

El Secretario de Coordinación de Energía y Minería, Daniel González, consideró que el gobierno debería prolongar la vigencia del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI), que vence a mediados de 2026. “El RIGI está siendo extraordinariamente exitoso. Hoy contamos con más de 27 proyectos presentados, mitad de energía y mitad de minería, y varios más en carpeta”, describió.

El funcionario, cuya Secretaría está en la órbita del Ministerio de Economía, refirió acerca del RIGI que “aún no discutimos formalmente su extensión, pero la decisión debería tomarse este verano, dado que vence en julio de 2026. Mi recomendación personal será prolongarlo, porque refleja el modelo económico al que aspiramos: sin retenciones, con impuestos más bajos y procedimientos ágiles”.

González participó como expositor en el seminario “Energy Day” (EconoJournal) , y realizó una suerte de balance del año y perspectivas para 2026 en materia de energía y minería.

Entre los principales conceptos que formuló en dicha presentación, González puntualizó que:

“Este año avanzamos de manera decisiva en la normalización del sistema energético argentino. Cuando asumimos, los subsidios a la energía representaban 1,5 % del PBI; con el esquema actual y las proyecciones del Presupuesto 2026 los reducimos a 0,5 por ciento”.

“Este avance no es solo un ajuste fiscal: forma parte de un proceso más amplio de ordenar el sector, bajar costos sistémicos e incentivar la inversión privada”. “Reinstalamos la ecuación económica de las empresas mediante revisiones tarifarias que brindan previsibilidad y capacidad de financiamiento. Desregulamos progresivamente el mercado y habilitamos a los generadores a adquirir libremente su propio combustible.

Estas medidas ya se reflejan en el interés del sector privado: licitaciones hidroeléctricas, proyectos de almacenamiento (de energía en baterías) en AMBA, e iniciativas como la de TGS (ampliación de capacidad del GPM). “Para 2026 espero un año de consolidación: más inversión, más previsibilidad y un sector privado respondiendo a señales claras y estables”, señaló.

Hidrocarburos

“El objetivo es seguir reduciendo impuestos distorsivos sin comprometer la disciplina fiscal. En este marco, eliminamos retenciones al crudo convencional, y si bien sabemos que el impuesto sobre el no convencional es malo, hoy no podemos eliminarlo”.

“La caída del precio internacional del petróleo puede moderar el ritmo de actividad, pero no generar un desplome. Vaca Muerta tiene un diferencial clave: la productividad de nuestros pozos es dos o tres veces superior a la del Permian, aun con costos e impuestos mayores”.

“Hoy los precios en Argentina son libres: se vende por paridad de exportación, sin precios artificiales como el “barril criollo”. Esta es una señal estructural que mejora la competitividad y la planificación de largo plazo”.

“En esta línea, la llegada de Continental a Vaca Muerta marca un cambio de paradigma. Es una de las compañías independientes más relevantes de Estados Unidos. Su ingreso demuestra confianza en la competitividad estructural de la roca”.
“Estoy convencido de que Vaca Muerta recién empieza: solo el 5 % está desarrollado y la oportunidad a futuro es inmensa”.

Transición en el mercado de gas y abastecimiento de GNL

“Estamos avanzando en un proceso que considero fundamental: retirar gradualmente a ENARSA del centro del mercado de gas, del mismo modo que estamos haciendo con CAMMESA en electricidad”.
“ENARSA es una empresa que avanza hacia la privatización y su rol activo ya no es necesario en un mercado que recuperó solvencia y capacidad de contratación”.

“El Plan Gas cumplió un papel valioso, pero hoy necesitamos que los productores contraten directamente con privados. Por eso estamos promoviendo esquemas voluntarios para que ese cambio ocurra de forma ordenada”.

“En cuanto al GNL, la prioridad es garantizar abastecimiento sin que el Estado siga asumiendo el costo. Si logramos completar la transición antes del invierno, las compras estarán a cargo de comercializadores privados; si no, ENARSA se hará cargo una vez más”. “Aun así, estoy convencido de que la competencia y la desregulación permitirán obtener precios más bajos”.”Lo que estamos haciendo es transparentar el costo del sistema”, señaló González.

Obras de transporte eléctrico

“Estamos terminando el diseño de la primera licitación de expansión del sistema de transmisión —AMBA I— que, por primera vez en la historia argentina, será ejecutada por el sector privado”, remarcó el funcionario.

“Queremos garantizar un modelo robusto, atractivo y sin margen de error, porque al adjudicar la primera obra debemos lanzar inmediatamente las siguientes”. “Si bien nos hubiera gustado publicarla antes de fin de año, priorizamos que el diseño sea impecable”, explicó el Secretario Coordinador de Energía y Minería.

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DLS e YPF en alianza estratégica para servicios de perforación en Vaca Muerta

DLS Archer ha sido adjudicada con el mayor contrato para brindar servicios de perforación a YPF en Vaca Muerta, marcando un hito en la industria energética argentina. Este contrato refuerza la alianza estratégica de DLS Archer e YPF, combinando experiencia global y liderazgo, impulsando la eficiencia, seguridad y la innovación.

Con una vigencia de cinco años, el acuerdo contempla la provisión y operación de siete equipos de perforación de última generación dotados con tecnología de punta e integrando servicios de Perforación Controlada por Presión (MPD). Además, incorpora mejoras sustanciales en las condiciones actuales, reflejando el compromiso de ambas compañías con la excelencia operativa.

Este logro reafirma la estrategia de crecimiento de DLS Archer iniciada en 2024 con la adquisición de ADA, subsidiaria de Air Drilling Associates Inc., diversificando su portafolio y consolidando su posición como líder en soluciones integradas para desarrollos no convencionales.

Estamos orgullosos de que YPF demuestre, una vez más, su confianza en nuestra capacidad para ofrecer excelencia operativa, manteniendo los más altos estándares de seguridad y cuidado ambiental, contribuyendo así al desarrollo de Vaca Muerta, la industria del petróleo y gas en general y del país en su conjunto.

El sector de petróleo y gas en Argentina continúa experimentando un crecimiento sostenido. Este nuevo contrato fortalece notablemente nuestro posicionamiento en el mercado y la rentabilidad de nuestras operaciones locales. Estamos convencidos de que esto se traducirá en nuevas oportunidades de crecimiento en el corto y mediano plazo, destacó Dag Skindlo, CEO de Archer.

Gerardo Molinaro, VP de Land Drilling, DLS Archer, agregó:

YPF es el actor principal en la industria y la firma de este nuevo contrato nos enorgullece, al tiempo que reafirma nuestro compromiso con la excelencia en todos los aspectos de nuestras operaciones. Nos entusiasma la posibilidad de seguir trabajando con YPF consolidando una relación estratégica que seguirá transformando la industria.

Esta alianza entre DLS Archer e YPF marca un paso decisivo hacia un futuro más competitivo, innovador y sostenible para el sector energético argentino.

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Camuzzi desarrollará “LNG Del Plata” para exportar y abastecer al mercado local. Inversión de u$s 3.900 millones en 20 años

Camuzzi Gas Inversora S.A., compañía controlante de las distribuidoras Camuzzi Gas Pampeana y Camuzzi Gas del Sur, anunció su proyecto “LNG DEL PLATA” destinado a la exportación del gas natural producido en Vaca Muerta que se producirá en un barco de licuefacción (Floating LNG) ubicado en el Puerto La Plata, Provincia de Buenos Aires.

Con una inversión que alcanzará los u$s 3.900 millones en los próximos 20 años, LNG DEL PLATA es un proyecto dual que permitirá exportar más de 2.4 millones de toneladas anuales de GNL, equivalentes a la producción de más de 9 millones de m3/día de gas natural, como así también reforzar el abastecimiento del mercado interno en los meses de mayor demanda, atendiendo los picos estacionales de demanda local.

Alejandro Macfarlane, Presidente de Camuzzi Gas Inversora, sostuvo que “este proyecto es sumamente relevante para el desarrollo del país, ya que no solo permitirá generar 500 puestos de trabajo directos sino que a lo largo de los 20 años de operación previstos, aportará más de u$s 14.500 millones en divisas provenientes de exportaciones, desarrollando el potencial del país en su rol estratégico en el abastecimiento energético mundial”.

La inversión inicial contempla la construcción de una nueva infraestructura de transporte del gas natural que permitirá movilizar el fluído que actualmente es entregado en Buchanan, hasta la localidad de Ensenada, en la Provincia de Buenos Aires. También la construcción de un gasoducto subacuático de 10 km de extensión y una plataforma offshore para el amarre del buque licuefactor.

La compañía se encuentra en proceso de negociación avanzada con una empresa internacional de primer nivel especializada en este tipo de operaciones, se indicó.

Las obras inherentes se iniciarán en 2026, y se prevé que el inicio de las operaciones ocurra en 2028.

Entre los meses de septiembre y mayo de cada año, LNG DEL PLATA permitirá exportar más de 9 millones de metros cúbicos diarios de gas natural producido en Vaca Muerta y transportados en gasoductos existentes del sistema, que en la temporada estival se encuentran con capacidad ociosa. Una vez en puerto, el gas será sometido al proceso de licuefacción para reducir su tamaño 600 veces y facilitar su transporte marítimo para luego ser regasificado y consumido como gas natural en destino.

En sentido inverso, durante el periodo invernal, LNG DEL PLATA reforzará la matriz energética nacional, mediante la liberación de gas natural para atender los picos de demanda. Esta dinámica contribuirá a sostener la seguridad del sistema optimizando el abastecimiento energético y reduciendo así los costos de generación eléctrica al desplazar combustibles líquidos de mayor costo.

“Con este proyecto, Camuzzi Gas Inversora – compañía liderada por Alejandro Macfarlane, Jorge Brito, y el grupo italiano dirigido por Fabrizio Garilli, refuerza su compromiso con el desarrollo energético argentino contribuyendo al posicionamiento del país en el mercado global de GNL”, destacó la Compañía.

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Inversiones: TGS acelera su expansión en Vaca Muerta y confirma una inversión clave para ampliar el gasoducto Perito Moreno

La transportista elevó a 28 millones de m³ diarios la capacidad de su planta en Tratayén y avanzará con una obra de USD 560 millones que permitirá reducir importaciones de GNL a partir de 2027.

Transportadora de Gas del Sur (TGS) consolidó esta semana su estrategia de expansión en el segmento midstream con nuevos hitos en Vaca Muerta. Durante la Jornada Energía, Producción y Desarrollo Sostenible organizada por el Colegio de Ingenieros de la Provincia de Buenos Aires, la directora de Operaciones de la compañía, Claudia Trichilo, confirmó que la planta de acondicionamiento de Tratayén ya opera con una capacidad de 28 millones de metros cúbicos diarios (MMm³/d) y detalló los avances del proyecto de ampliación del Gasoducto Perito Moreno, una obra central para incrementar el abastecimiento de gas natural hacia los grandes centros de consumo.

La planta de Tratayén, nodo fundamental para el procesamiento del gas proveniente del shale neuquino, multiplicó por cinco su capacidad desde 2019.

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La ampliación no solo incrementó el volumen tratado, sino que incorporó tecnología que permite extraer gasolina natural, separar propano y aislar componentes pesados presentes en el gas asociado al petróleo no convencional. Este acondicionamiento es indispensable para evitar condensaciones en los ductos que conectan Vaca Muerta con la red troncal del país.

TGS también evalúa un proyecto integral para el desarrollo de líquidos de gas natural (LGN), que incluye la reconversión de módulos en Tratayén y la construcción de un poliducto de 575 km hacia Bahía Blanca. Allí se proyecta levantar una nueva planta de fraccionamiento y almacenaje que complemente las instalaciones ya operativas en el polo petroquímico.

Avanza la ampliación del Gasoducto Perito Moreno

El anuncio más relevante de TGS se vincula con la obra de ampliación del Gasoducto Perito Moreno (GPM), adjudicada por ENARSA en octubre. El proyecto implica una inversión privada de USD 560 millones y prevé entrar en servicio el 30 de abril de 2027.
El plan contempla:

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  • La instalación de tres nuevas plantas compresoras,
  • Adecuaciones sobre las existentes,
  • Un aumento de 14 MMm³/d en la capacidad de transporte, que pasará de 21 a 35 MMm³/d entre Tratayén y Salliqueló.
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A esto se sumarán USD 220 millones adicionales en el sistema regulado de TGS, con un loop de 20 kilómetros y obras de compresión destinadas a garantizar la llegada del gas incremental al Gran Buenos Aires, el Litoral y el norte del país.

Para TGS, la ampliación del GPM es una obra estratégica en términos de balanza energética. Según Trichilo, el incremento en la capacidad permitirá reemplazar parte del GNL que se importa durante los meses de invierno, con un beneficio fiscal directo: “Si analizamos 100 días de invierno, el ahorro de divisas pagaría la inversión en menos de ese lapso, generando un impacto positivo de USD 1.100 millones para el país”, señaló.

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La ejecutiva también afirmó que la propuesta tarifaria presentada por la transportista resulta más competitiva que la vigente, lo que mejora la viabilidad económica del proyecto.

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Fuente: ADN Sur

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Gas: Argentina firmó un acuerdo histórico para exportar de Vaca Muerta a Europa

Southern Energy selló con la estatal alemana SEFE un compromiso para exportar dos millones de toneladas anuales de GNL durante ocho años a partir de 2027, en lo que será la mayor operación de gas natural licuado de la historia del país y un hito para el desarrollo de Vaca Muerta.

El consorcio argentino Southern Energy, integrado por PAE, YPF, Pampa Energía, Harbour Energy y Golar LNG, anunció la firma de un acuerdo marco con SEFE Securing Energy for Europe —la empresa estatal del Gobierno Federal alemán— para la venta de dos millones de toneladas anuales de gas natural licuado por un período de ocho años.

El entendimiento, rubricado bajo la modalidad Heads of Agreement, se transformará en el primer contrato de exportación de GNL a gran escala en la historia argentina y representa un hito para la proyección internacional de los recursos de Vaca Muerta.

Las entregas comenzarán a fines de 2027, en simultáneo con la puesta en funcionamiento del Hilli Episeyo, el buque de licuefacción que Southern Energy instalará en el Golfo San Matías, en Río Negro.

El volumen comprometido —equivalente a más del 80% de la capacidad anual de producción del buque— se concretará bajo modalidad FOB y permanecerá sujeto a la firma del contrato definitivo de compraventa, prevista para los próximos meses.

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Mientras el valor final dependerá de la evolución de los precios internacionales, desde el consorcio estiman que las exportaciones podrían superar los 7.000 millones de dólares durante la vigencia del contrato.

Para la Argentina, implicaría una fuente sostenida de divisas y un paso central en el objetivo de consolidarse como nuevo jugador en el mercado mundial de GNL. Para Europa, significaría diversificación geográfica en su esquema de aprovisionamiento y un refuerzo de seguridad energética.

Durante la firma del acuerdo, encabezada por el presidente de Southern Energy, Rodolfo Freyre, y el director comercial de SEFE, Frédéric Barnaud, ambas partes destacaron la relevancia estratégica del proyecto.

Freyre calificó el entendimiento como “la primera venta a gran escala de LNG desde la Argentina” y lo definió como “un hito para el desarrollo futuro” de las reservas de gas de Vaca Muerta. Barnaud, por su parte, subrayó que se trata del primer contrato de GNL de SEFE con un proveedor sudamericano y valoró la posibilidad de continuar el trabajo con el equipo del Hilli Episeyo, que será trasladado desde Camerún a la Patagonia argentina.

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Fuente: La Tecla Patagonia

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Empresas: El nuevo mapa del petróleo convencional tras la salida de YPF

El sector hidrocarburífero argentino atraviesa una transformación estructural sin precedentes recientes. A un año de la implementación del “Proyecto Andes”, la estrategia de desinversión de YPF en campos maduros para focalizar recursos en Vaca Muerta ha redibujado el esquema de operadores en seis provincias.

El sector hidrocarburífero argentino atraviesa su transformación más profunda de la última década. A un año de la puesta en marcha del plan de desinversión de YPF, el mapa del upstream convencional ha cambiado radicalmente con la transferencia de 46 áreas maduras en seis provincias productoras. Este movimiento responde a la ejecución del plan estratégico “4×4”, mediante el cual la compañía estatal busca cuadruplicar su escala volcando la totalidad de su capacidad de inversión en el shale de Vaca Muerta.

El proceso, estructurado a través del Proyecto Andes y gestionado financieramente por el banco Santander, organizó la venta de activos en “clústeres” geográficos. Esta estrategia permitió el ingreso de nuevos actores y el retorno de operadores históricos, revitalizando yacimientos que requieren técnicas de recuperación secundaria y terciaria para mantener su productividad.

Nuevo esquema de operadores por provincia

La reconfiguración operativa ha sido heterogénea, adaptándose a las normativas y estrategias de cada jurisdicción:

Chubut: Se destaca el regreso de Pecom como operadora tras 22 años, asumiendo el control de los bloques El Trébol–Escalante y Campamento Central–Cañadón Perdido. Por su parte, Crown Point adquirió El Tordillo, La Tapera y Puerto Quiroga, mientras que el área Restinga Alí fue revertida a la provincia.

Mendoza: El escenario se dividió en tres esquemas. PCR concentró el clúster Llancanelo (con planes de perforación y recuperación de pozos); Petróleos Sudamericanos tomó el clúster Mendoza Norte (incluyendo Barrancas y Vizcacheras); y una UTE entre Quintana Energy y TSB se adjudicó Mendoza Sur.

Neuquén: La provincia vio la entrada de Bentia Energy en el clúster Neuquén Sur (operando el histórico bloque Octógono). En la zona Norte, una alianza entre Bentia e Ingeniería SIMA asumió activos como Señal Cerro Bayo, comprometiéndose a realizar trabajos de pulling y abandono de instalaciones obsoletas.

Río Negro: Quintana Energy se aseguró la operación de Estación Fernández Oro —clave para la producción gasífera— hasta 2036, proyectando nuevas perforaciones y un gasoducto. En paralelo, Petróleos Sudamericanos resultó adjudicataria de Señal Picada–Punta Barda.

Santa Cruz: YPF transfirió diez áreas a la estatal provincial Fomicruz, que posteriormente las licitó. Los ganadores fueron Patagonia Resources (Los Perales, Los Monos) y Roch Proyectos (Cerro Guadal Norte, Cañadón Yatel), diversificando la matriz de actores locales.

Tierra del Fuego: Se optó por un fortalecimiento del rol estatal. La empresa Terra Ignis recibió por cesión directa siete áreas, incluyendo Lago Fuego y bloques TDF, bajo un Memorando de Entendimiento firmado en agosto.

Con el objetivo de completar el saneamiento de su portafolio, YPF inició en agosto de 2025 la segunda fase del Proyecto Andes. Esta nueva etapa contempla la salida de 16 áreas adicionales distribuidas en cuatro provincias, abriendo oportunidades para compañías especializadas en campos maduros.

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Fuente: Data Portuaria

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Infraestructura: San Antonio Este se consolida como hub energético; arriban insumos críticos para el GNL y el oleoducto Vaca Muerta Sur

La terminal rompió su estacionalidad frutícola histórica para abastecer a los megaproyectos de Southern Energy y YPF.

El puerto de San Antonio Este (SAE) atraviesa una transformación estructural en su matriz operativa. Históricamente ligado a la exportación de frutas del Alto Valle, la terminal rionegrina ha comenzado a jugar un rol decisivo en la cadena de suministro de los desarrollos energéticos más ambiciosos del país: el proyecto de GNL del consorcio Southern Energy y el Oleoducto Vaca Muerta Sur (VMOS).

Durante el segundo semestre de 2025, un período habitualmente signado por la nula actividad tras el fin de la zafra frutícola, la concesionaria Patagonia Norte gestionó el ingreso de buques con materiales pesados.

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A fines de septiembre, se descargaron 8.000 toneladas de acero destinadas a los tanques de almacenamiento de Punta Colorada. Más recientemente, el buque Billion Star amarró con 10.000 toneladas de caños para la construcción de un sistema de ductos de 27 kilómetros, vital para la infraestructura onshore y su vinculación con el Gasoducto San Martín.

Desde el consorcio Southern Energy —liderado por Pan American Energy— calificaron a la terminal como un activo “estratégico”. Su función excederá la mera recepción de cargas de proyecto: se proyecta como base primaria de operaciones para la gestión de servicios a los buques de licuefacción (FLNG), como el Hilli Episeyo.

Esto implica una logística compleja que abarca desde el transporte de personal para cambios de tripulación y la provisión de alimentos, hasta el suministro de repuestos y servicios de remolcadores. La cercanía geográfica es el factor determinante: mientras los costos marítimos impactan en un 3% sobre el total del proyecto, el transporte terrestre incide en un 8%. Esta ecuación de costos posiciona a SAE con una ventaja competitiva frente a terminales más lejanas como Puerto Madryn, especialmente para abastecer la zona de Fuerte Argentino, el futuro hub exportador de GNL ubicado a 40 kilómetros de Las Grutas.

Proyecciones 2026 y el desafío de las arenas

La actividad no se detiene. Para el 10 de diciembre se aguarda el arribo de un tercer buque con 130 módulos habitacionales y contenedores para el proyecto VMOS. Este flujo constante ha permitido sostener el empleo de 180 trabajadores portuarios fuera de la temporada alta.

De cara al 2026, las negociaciones apuntan a recibir cargas de mayor complejidad, como las monoboyas para la carga de petróleo en alta mar. Sin embargo, una de las oportunidades logísticas más relevantes bajo análisis es la recepción de arenas silíceas para fracking provenientes de Entre Ríos.

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Fuente: Data Portuaria

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Legales: RIGI; la palanca clave que impulsa a Vaca Muerta y redefine la matriz energética argentina

Diseñado para atraer inversiones de gran escala, este régimen emerge como la palanca capaz de movilizar capitales estratégicos.

En un presente tan atravesado por desafíos estructurales, pocas herramientas resultan tan promisorias como el RIGI (Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones). Diseñado para atraer inversiones de gran escala, con beneficios fiscales, aduaneros, cambiarios y estabilidad jurídica —y sustentado en reglas claras de largo plazo— este régimen emerge como la palanca capaz de movilizar capitales estratégicos, reactivar proyectos energéticos paralizados y transformar la realidad productiva del país.

Desde su reglamentación, el RIGI ya captó el interés de múltiples compañías nacionales y extranjeras dispuestas a invertir miles de millones de dólares en proyectos de energía, minería, infraestructuras y exportación. Pero lo más relevante es que, en el corazón de esta ola inversora, se encuentra Vaca Muerta.

Vaca Muerta + RIGI: combinación ganadora

Uno de los primeros proyectos energéticos aprobados bajo el régimen es Vaca Muerta Oleoducto Sur (VMOS) — una inversión de escala, liderada por un consorcio de grandes jugadores del sector hidrocarburífero.

La construcción de este oleoducto plantea no sólo un salto en infraestructura, sino una ambición concreta: transformar la producción de crudo shale en exportaciones de largo plazo, con capacidad para superar los 500.000 barriles diarios una vez que esté en marcha. Con VMOS, el país no sólo explotará reservas: las convertirá en valor real, en divisas, en desarrollo.

Además, otras iniciativas vinculadas al shale oil y gas de Vaca Muerta se encuentran en la puerta del régimen: plantas de tratamiento, infraestructura de transporte, mejoras tecnológicas y procesos de escala —todas pensadas bajo las reglas de incentivo. Es decir: RIGI no aparece como un parche coyuntural, sino como un marco estratégico, que da previsibilidad, atrae capital, y habilita proyectos robustos, con impacto territorial, productivo y exportador.

Más allá del petróleo: multiplicadores de valor

El efecto de la sinergia entre RIGI y Vaca Muerta excede la explotación de hidrocarburos. Por un lado, habilita obras de infraestructura civil, logística, transporte, servicios y empleo en regiones clave. Por otro, genera una oportunidad estructural para reactivar economías regionales —especialmente en zonas como Neuquén, Río Negro y provincias vinculadas— con un efecto multiplicador en cadena: proveedores, mano de obra, transporte, industria auxiliar, servicios.

Desde una perspectiva macroeconómica, esas inversiones pueden traducirse en ingreso genuino de divisas, mejora de balanza energética, sustitución de importaciones y un nuevo perfil exportador. En un país que ha sufrido años de desequilibrio externo, esto se convierte en una palanca estratégica de crecimiento.

Un impulso hacia una matriz energética moderna

El RIGI —si se implementa con consistencia— ofrece la oportunidad de redefinir la matriz energética argentina: de depender históricamente de importaciones a construir una base propia, diversificada, sostenible en el largo plazo. Con Vaca Muerta como eje, y con inversiones de escala, se abre la posibilidad de consolidar un modelo de producción nacional de energía, compatible con exportaciones, empleo, desarrollo regional y estabilidad macroeconómica.

Ese giro va más allá del corto plazo: implica reconstrucción productiva, integración territorial y generación de valor. Pero para que esa esperanza se concrete, hacen falta decisiones firmes: compromiso inversionista, infraestructura adecuada, normativa clara, y un horizonte de mediano-largo plazo.

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Fuente: Cronista

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Petróleo: desde hoy, seis empresas operan las áreas que estaban en manos de YPF 

Tras un extenso proceso que pone fin a décadas de explotación por parte de la empresa estatal, las áreas que fueron cedidas a Fomicruz y posteriormente licitadas, comienzan a ser operadas por las empresas. Se estima una inversión de 1.259 millones de dólares en seis años.

Las diez áreas hidrocarburíferas cedidas por YPF a la estatal provincial Fomicruz, comienzan a ser operadas por las empresas que ganaron la licitación, dando comienzo a una nueva etapa en la historia de la producción de hidrocarburos de la provincia.

Tras más de cinco décadas en las que YPF se erigió como la única operadora de las áreas convencionales, se abrió paso a una nueva etapa caracterizada por la diversificación de empresas que operarán bloques maduros.

El 18 de noviembre, el gobernador Claudio Vidal firmó el decreto que autoriza todo el proceso de traspaso de las áreas Cerro Piedra–Cerro Guadal Norte; Barranca Yankowsky; Los Monos; El Guadal–Lomas del Cuy; Cañadón Vasco; Cañadón Yatel; Pico Truncado–El Cordón; Los Perales–Las Mesetas; Cañadón León–Meseta Espinosa y Cañadón de la Escondida–Las Heras.

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Como viene informando La Tecla Patagonia, la lista de adjudicatarias incluye a Patagonia Resources SA, Clear Petroleum SRL, Roch, Azruge SA, Brest SA, y el consorcio de Quintana Energy Investments SA con Quintana E&P Argentina SRL.

Según la apertura de sobres, las compañías planean invertir USD 1.259 millones en seis años, a razón de unos USD 200 millones anuales, con foco en incrementar la producción en áreas maduras; poner en valor la infraestructura y los oleoductos; reactivar más de 4.000 pozos inactivos; hacer nuevas perforaciones; sostener y ampliar los puestos de trabajo, entre otros objetivos.

La Resolución 542/2025 de Fomicruz definió la distribución operativa de cada bloque, consolidando un esquema que apunta a detener el declino de la cuenca y atraer capitales a Santa Cruz.

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Fuente: La Tecla Patagonia

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Informes: La próxima frontera energética; /q99 lanza informe estratégico sobre el impacto de las tecnologías cuánticas en el sector

Las compañías energéticas de todo el mundo están entrando en una fase decisiva: la digitalización profunda de sus operaciones. En este escenario, la empresa de I+D aplicada, /q99, reciente ganadora del Premio Sadosky 2025 a la Startup del Año, presentó su nuevo reporte “Tecnologías cuánticas: estrategias clave y oportunidades para el sector de Oil & Gas”, un documento que traza la hoja de ruta para que el sector acelere su transición hacia una nueva era basada en datos integrados, simulaciones avanzadas y algoritmos cuánticos.

El informe sostiene que la industria de Oil & Gas enfrenta desafíos estructurales que ya no pueden resolverse con tecnología tradicional: datos fragmentados entre subsuelo, perforación y producción, procesos de simulación que requieren semanas, decisiones basadas en experiencia más que en evidencia, y una presión creciente por reducir costos, emisiones y tiempos no productivos.

En este contexto, la adopción progresiva de DATA + IA + Computación Cuántica (QC) emerge como un punto de inflexión.

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La combinación de estas tecnologías permite integrar ecosistemas de datos históricamente desconectados, acelerar simulaciones críticas de semanas a horas y habilitar decisiones predictivas capaces de generar reducciones de entre el 20 y el 30% en OPEX, mejoras del 15 al 25% en eficiencia energética y disminuciones del 10 o incluso el 20% en emisiones por unidad producida.

“Estamos en un punto de inflexión. Las compañías que transformen su infraestructura de datos y adopten tecnologías exponenciales van a liderar la próxima década de eficiencia energética, seguridad operativa y crecimiento sustentable”, afirma Martín Sajón, CEO de /q99.

El reporte destaca que las principales operadoras del mundo están reconfigurando sus sistemas para capitalizar un nuevo activo crítico: la inteligencia basada en datos. Esto incluye integrar información de subsuelo, perforación, producción y superficie en arquitecturas unificadas capaces de procesar volúmenes que hoy superan, en algunos casos, 1 petabyte de datos sísmicos.

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Esta modernización permite pasar de modelos convencionales que requieren semanas de simulación, a escenarios donde los algoritmos avanzados y las técnicas cuánticas reducen esos tiempos a horas, acelerando decisiones clave para la continuidad operativa.

“La industria de Oil & Gas está llena de variables complejas y altamente interconectadas. La integración de IA y tecnologías cuánticas permite anticipar escenarios, optimizar decisiones y acelerar procesos que antes eran inabordables desde lo computacional”, destaca Facundo Siviero, Head of Energy Markets en /q99.

El informe identifica casos de uso concretos que muestran cómo la integración de IA y computación cuántica puede generar impacto inmediato en áreas clave. En la ingeniería de reservorios, los modelos híbridos permiten anticipar curvas de producción, mejorar la interpretación sísmica y detectar oportunidades de reactivación rentable.

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En perforación, la digitalización del monitoreo y la automatización de pruebas críticas como las BOP mejoran la seguridad, reducen costos y minimizan tiempo no productivo. A su vez, en producción, la IA combinada con QC potencia la detección temprana de anomalías, el control predictivo de pozos y la optimización energética de superficie.

Además, se introducen seis pilares estratégicos para que las compañías energéticas se preparen para lo que /q99 denomina “el momento cuántico”: un punto de quiebre donde la convergencia tecnológica redefine las reglas de juego.

La industria energética está entrando en una etapa donde los datos y la inteligencia aplicada se vuelven determinantes para competir. El diferencial ya no será quién tenga más recursos, sino quién transforme antes esos recursos en decisiones más rápidas, precisas y sustentables.

El informe ya está disponible para descarga gratuita y forma parte de una estrategia más amplia de /q99 para colaborar con empresas del sector en la construcción de ecosistemas digitales que permitan escalar hacia la computación cuántica.

Sobre /q99

/q99 es una empresa de I+D aplicada, especializada en la convergencia de Inteligencia Artificial (IA) y Computación Cuántica (QC). Su tecnología patentada se centra en la gestión avanzada de datos, transformando a las empresas en organizaciones hiperinteligentes (HYPERSMART®). Al integrar big data con modelos de IA y algoritmos cuánticos, /q99 ofrece soluciones que maximizan el valor de los datos y optimizan las operaciones empresariales.

La misión de la compañía es impulsar la investigación en IA y Computación Cuántica en toda América Latina, redefiniendo cómo las organizaciones gestionan y aplican la información para obtener resultados de alto impacto.

El informe completo aquí

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Gas: Para calcular regalías, Neuquén empieza a definir si fijará un precio de referencia del gas destinado a la exportación de GNL

El objetivo es evitar que las empresas integradas vendan el gas en boca de pozo a bajo precio y luego terminen exportando ese mismo gas a un valor sustancialmente mayor. Si se decide avanzar, se abrirá un debate con la industria sobre cuál debe ser ese precio para que no afecte los niveles de inversión.

La gobernación de Neuquén evalúa fijar un valor de referencia del gas en boca de pozo destinado a la exportación de GNL para calcular la liquidación de regalías.

El objetivo es evitar que las empresas integradas vendan el gas en boca de pozo a bajo precio y luego terminen exportando ese mismo gas a un valor sustancialmente mayor. Si se decide avanzar, se abrirá un debate con la industria sobre cuál debe ser ese precio para que no afecte los niveles de inversión.

La Ley Bases flexibilizó el tope de un 12% sobre las regalías que pueden cobrar las provincias sobre la producción de hidrocarburos en Vaca Muerta. Por lo tanto, desde el año pasado Neuquén está habilitada a fijar el valor que considere pertinente y a fijar nuevos instrumentos recaudatorios que vayan en esa dirección. Desde el punto de vista legal, no tendría ninguna limitación para hacerlo, aunque el gobernador Rolando Figueroa aún no decidió si quiere avanzar en esa dirección.

Antecedente

Lo que comenzó como un proyecto en soledad del diputado de Unión por la Patria y ex secretario de Energía de la Nación, Darío Martínez, el año pasado, se movió ahora a los despachos de Figueroa, donde se analiza bajo cierto hermetismo.

El proyecto de Martínez ingresó a la Legislatura en diciembre del 2024 y se debatió por primera y única vez en la comisión de Hidrocarburos en marzo de este año.

En ese momento, el legislador planteó que las empresas interesadas en los proyectos de GNL como YPF pretenden fijar el valor del gas en boca de pozo en el orden de los 1,80 dólares MMBtu para que el proyecto resulte rentable, lo que estaría por debajo de los 3,5 dólares que se utilizan en la actualidad como referencia para el cobro de regalías (la cifra surge del valor promedio de los contratos de Plan Gas que expiran en 2028).

De esa reunión salió un pedido de opinión al ministro de Energía provincial, Gustavo Medele, cuya respuesta nunca llegó.

El planteo de Martínez es que las empresas concesionarias de estos proyectos estarán “de ambos lados del mostrador” y que podrán facturarse el gas que se produce en Vaca Muerta “a un precio ínfimo”, inferior al que actualmente tiene en el mercado interno y al que se exporta a Chile.

El gobernador Figueroa quiere dinamizar las inversiones en infraestructura en la provincia.

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“Y este tipo de maniobra o asiento contable tiene justamente su objeto en pagar la menor cantidad de regalías posible porque, a menor precio de venta denunciado, se pagarán menores montos de regalías e Ingresos Brutos a Neuquén”, sostuvo.

Martínez volvió a pedir por su proyecto este mes cuando el ministro de Economía de la provincia, Guillermo Koenig, asistió a la Legislatura a exponer el Presupuesto 2026. El diputado recibió apoyo de uno de los principales armadores del MPN, Claudio Domínguez, y el funcionario reconoció en esa reunión que es un tema está en evaluación en el gobierno.

Según pudo saber EconoJournal, hay conversaciones entre el Ejecutivo y las empresas, particularmente YPF, aunque desde el gobierno evitaron anticipar cuáles son las alternativas sobre la mesa.

Dos formas de calcular

En la bancada del MPN, que funciona como aliado de Rolando Figueroa en la Legislatura, evaluaron que es una discusión para dar el año que viene, aunque en el bloque oficialista no se mostraron tan abiertos a negociar una ley, salvo que haya un pedido expreso del gobernador.

“La idea no es ponerle un precio al gas. Si quieren, pueden regalarlo. Pero las regalías las van a tener que liquidar con un valor de referencia”, reveló uno de los armadores de la bancada emepenista, quien entendió que, en el caso de YPF, “va a ser el mismo el que produce, lo transporta y lo vende en el barco” y ahí es donde se puede generar una “trampa”.

En esta propuesta, el parámetro se fijaría en función del precio del gas domiciliario, pudiendo ser el de los proyectos de GNL o de exportación a Brasil hasta un 20% inferior. Una suerte de “tope” que les impida a las empresas, por ejemplo, comprar el gas neuquino a 1,75 dólares o menos para que cierren los márgenes de rentabilidad.

El proyecto de Darío Martínez, por su parte, propone que el precio de referencia para la liquidación de regalías se calcule en función del “precio promedio del último trienio de venta del gas al mercado interno y al externo como exportación, cuando este sea mayor que el precio del mercado interno”.

En el despacho del legislador estimaron que, con los planes anticipados por YPF para el primer barco licuefactor del proyecto Argentina LNG, con capacidad para procesar unos 30 millones de m3 día, la Provincia podría recaudar anualmente unos 166 millones de dólares si el precio del gas neuquino se mantuviera cercano a los 3,5 dólares MMBtu, que es el actual promedio.

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Fuente: EconoJournal

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Inversiones: Sany, gigante china de Oil & Gas presenta su portfolio ante autoridades del sector

La corporación china Sany, una de las fabricantes de equipamiento para Oil & Gas, anunció su desembarco en la Argentina y realizará el lanzamiento oficial de su marca el 4 de diciembre en el Hotel Hilton.

La corporación china Sany, una de las fabricantes de equipamiento para Oil & Gas más grandes del mundo, anunció su desembarco estratégico en Argentina y realizará el lanzamiento oficial de su marca el próximo 4 de diciembre, a partir de las 14:30 horas, en el Hotel Hilton.

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El evento reunirá a empresas de servicios, operadores del sector, autoridades gubernamentales y representantes de cámaras vinculadas a la industria hidrocarburífera, quienes conocerán de primera mano la propuesta integral de la compañía. Durante la jornada, Sany ofrecerá una presentación institucional, exhibirá sus líneas de productos y detallará las oportunidades de negocios que proyecta desarrollar en el país.

Según adelantaron desde la firma, la decisión de desembarcar en Argentina está directamente relacionada con el crecimiento sostenido de Vaca Muerta, uno de los yacimientos no convencionales más importantes del mundo. La reciente construcción del oleoducto y el gasoducto que fortalecerán la capacidad exportadora del país incrementaron el atractivo para nuevas inversiones del sector.

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Fuente: Mejor Informado

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Empresas: La manera innovadora de conseguir una casa propia fácilmente y a buen precio

El primer edificio construido de esta manera fue en la zona de Vaca Muerta, en tan solo 28 días. Conocé todos los detalles en la nota.

La casa propia es uno de los anhelos más importantes y desafiantes para los argentinos en la actualidad. En un mercado donde los costos y el financiamiento no siempre acompañan, una empresa de casas modulares dio a conocer un modelo innovador: la tokenización.

Esta nueva forma de invertir y acceder a una propiedad se despega de los métodos tradicionales y llama la atención, cada vez más, de los usuarios. La compañía en cuestión es Idero, responsable de levantar, en solo 28 días, el primer edificio modular de seis niveles del país, ubicado en la zona de Vaca Muerta.

Idero, creadora del primer edificio modular de seis pisos construido en 28 días en Añelo, propone un nuevo modo de llegar a la vivienda: comprarla en pequeñas fracciones según el bolsillo de cada persona.

Con el sistema “Casa Propia”, se pueden sumar partes desde u$s10, sin perder lo aportado y con la posibilidad de vender o transferir esas fracciones.

Al alcanzar el 60% del valor, el usuario puede seguir acumulando propiedad o mudarse mediante un leasing con opción de compra, donde cada cuota se descuenta del precio final.

Cómo son las casas modulares listas para instalar

Idero ofrece cuatro modelos de casas modulares modernas y funcionales, que van de 30 a 78 m², con uno a tres dormitorios y hasta dos baños, adaptándose a distintos estilos de vida y familias numerosas.

Las viviendas permiten personalizaciones como aleros, terrazas o balcones, y algunas se pueden ampliar o trasladar a otro terreno, acompañando las etapas de la familia.

Fabricadas en Buenos Aires, se entregan en hasta 90 días, con estructura de acero, aislamiento térmico y acústico, eficiencia energética y durabilidad superior a la construcción tradicional. Los precios, IVA incluido, oscilan entre u$s31.308 y u$s76.613.

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Fuente: Minuto Uno

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Buenos Aires implementa el Plan Verano para evitar cortes de luz en zonas críticas

A la espera de un verano con altas temperaturas en algunas zonas bonaerenses, el Gobierno de Axel Kicillof anunció este lunes la puesta en marcha el “Plan Verano”, una estrategia orientada reforzar la generación eléctrica en los puntos donde el mapa muestra más tensión cuando sube el consumo.

Así lo informó la Subsecretaría de Energía del Ministerio de Infraestructura, que llevará adelante este plan por cuarto año consecutivo para reforzar la generación eléctrica en los puntos críticos y mejorar la calidad del servicio en una veintena de partidos bonaerenses.

A partir del 15 de diciembre se instalarán unidades de Generación Temporales en seis nodos de transporte eléctrico claves del territorio, y su ubicación beneficiará no sólo al municipio donde se ubique, sino también a las localidades cercanas contempladas en los corredores eléctricos.

En ese sentido, se colocará uno en Carmen de Areco (4 Mw de potencia), algo que apuntalará el servicio en Pergamino, Arrecifes, Capitán Sarmiento y San Antonio de Areco.

El de 25 de Mayo (4 Mw de potencia) beneficiará a Bragado y 9 de Julio; mientras que uno tercero que se ubicará justamente en 9 de Julio (4 Mw) llegará con su potencia a Bragado, Carlos Casares, Pehuajó y Trenque Lauquen.

El de Pergamino (5,7 Mw de potencia) beneficiará a Rojas, Junín, Colón y Carabajales; el de Viamonte (4,2 Mw) a Junín, Baigorria, Zavalia, Coronel Eduardo O´Brien, Warnes, El Arbolito, y Mariano H. Alfonso; y el de Mar del Tuyu (2,1 Mw) ayudará a localidades del Corredor Atlántico, comprendido por General Lavalle, San Clemente, Las Toninas, Santa Teresita, Mar de Ajó, Pinamar y Villa Gesell.

Para desarrollar este plan, la Dirección Provincial de Energía (DPE) realizó junto con Distribuidoras Eléctricas, cooperativas y municipios los estudios de cargabilidad de las redes de Alta Tensión para analizar y prever el mapa de nodos críticos para definir los puntos de posible déficit de potencia.

Además de esta solución coyuntural para la época de alta demanda, la Subsecretaría de Energía realizó obras de infraestructura que beneficiarán la calidad del servicio eléctrico en otros municipios.

En los municipios de Mercedes y Bragado, las obras de infraestructura eléctrica de repotenciación permiten prescindir de los equipos de Generación Temporal a los que la Provincia recurrió en otras temporadas, beneficiando al corredor norte de la provincia de Buenos Aires.

Asimismo, se están desarrollando obras de Alta Tensión (AT) en las localidades de Chivilcoy, Guaminí y Quequén, que buscan fortalecer el mapa eléctrico de la Provincia de Buenos Aires, permitiendo transportar energía eléctrica a mayores distancias con pérdidas mínimas, posibilitando una mayor disponibilidad de potencia y mejorando considerablemente la seguridad y la confiabilidad del suministro.

Obras finalizadas durante 2025

El “Plan Verano” convive con obras estructurales que se terminaron durante 2025 y que empiezan a modificar el mapa. En Mercedes y Bragado, por ejemplo, las repotenciaciones permiten que ya no hagan falta equipos temporales, algo que en otras temporadas era indispensable.

Hay trabajos en curso en Chivilcoy, Guaminí y Quequén para mejorar la Alta Tensión y hacer más eficiente el transporte de energía. El objetivo es claro: mover más potencia, con menos pérdidas y más estabilidad.

El programa de nodos temporales sigue siendo necesario por la demanda de verano, pero la Provincia asegura que la idea es reducirlo gradualmente. Por eso se terminaron Estaciones Transformadoras en Lincoln y Tres Lomas, además de ampliaciones que benefician a San Nicolás, San Antonio de Areco, Saavedra, Mar Chiquita, Mercedes y 25 de Mayo.

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Empresas argentinas firmaron un contrato para la exportación de GNL con Alemania

Un consorcio de empresas argentinas firmó un contrato de exportación con Alemania para la exportación de GNL por un plazo de ocho años. El pool Southerm Energy lo integran Pan American Energy, YPF, Pampa Energía, Harbour Energy y Golar LNG. La firma compradora es la estatal alemana Securing Energy for Europe (SEFE).

El plazo del contrato es de ocho años y contempla la venta de 2 millones de toneladas anuales a partir de fines de 2027, a partir de que entrará en operación el buque licuefactor “Hilli Episeyo”, amarrado en en el Golfo San Matías, en Río Negro.

La firma del convenio estuvo a cargo de Rodolfo Freyre, CEO de Southern Energy, y Frédéric Barnaud, CEO de SEFE, según replicó la agencia Noticias Argentinas.

Se estima que las exportaciones totales podrían alcanzar los US$ 7.000 millones durante la duración del contrato. El consorcio nacional fue conformando puntualmente para la explotación del GNL de Vaca Muerta.

“El acuerdo firmado con SEFE constituirá la primera venta a gran escala de LNG desde Argentina y representa un hito para el desarrollo futuro de las reservas de gas natural de Vaca Muerta. Estamos orgullosos en dar este primer paso en el mercado mundial de GNL con un jugador de reconocimiento internacional como SEFE”, destacó Freyre.

Por su parte, Barnaud expresó: “El primer acuerdo de GNL de SEFE con un proveedor sudamericano no sólo contribuye a la diversificación geográfica de nuestra cartera, sino que también fortalece la seguridad energética de Europa”.

“Nos complace acompañar a Argentina en su camino para convertirse en un exportador mundial de GNL. Esto también le brinda a SEFE una valiosa oportunidad para continuar su colaboración con el equipo del Hilli Episeyo mientras se traslada de Camerún hacia Argentina”, indicó.

También participaron de la firma del acuerdo Marcos Bulgheroni, Group CEO de PAE; Santiago Martínez Tanoira, vicepresidente Ejecutivo de Gas y Energía de YPF; Horacio Turri, vicepresidente Ejecutivo y Director Ejecutivo de Exploración y Producción de Pampa Energía; Martin Rueda, director General de Harbour Energy en Argentina; y Federico Petersen, Chief Commercial Officer de Golar LNG.

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¿Cuánto aumentarán las tarifas de luz y gas en diciembre?

Congelamiento tarifario

Las tarifas de electricidad y gas aumentarán en diciembre 2,8% en promedio, por una conjunción de factores que incluyen el recorte de subsidios. El aumento pega en particular sobre los sectores asalariados cuyas actualizaciones salariales están por debajo de ese porcentaje.

A partir del arrastre a la cadena de comercialización, este aumento le pone un piso a la inflación de diciembre, que impacta en mayor medida en jubilados de la mínima, con aumentos en los valores de bolsillo por debajo de la inflación ya que no se actualiza el bono.

La suba de 2,8% en electricidad es prácticamente la misma en todo el país, pero en el cado del gas existen diferencias en las distintas zonas geográficas. El incremento decidido incluye aumentos en la generación y el transporte y un recorte en el nivel de ayuda estatal en toda la cadena.

A la suba de las tarifas de energía se le añaden los incrementos en el transporte, lo cual complica aún más los presupuestos nacionales. A todo este cuadro aún resta descifrar la nueva actualización en el precio de los combustibles.

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Impacto en los surtidores: autorizan aumento del 5% en los biocombustibles

La Secretaría de Energía aprobó este lunes un incremento de hasta 5% en el precio de los biocombustibles destinados para la mezcla obligatoria por ley con las naftas y el gasoil, a través de las Resoluciones 485 y 486/2025 publicadas en el Boletín Oficial.

La medida se da tras la actualización parcial en el valor de los impuestos a los combustibles, por lo que este factor sumará mayor presión en los costos del sector, pudiendo trasladarse a los surtidores en las próximas semanas.

De esta manera, el precio mínimo de adquisición del biodiésel destinado a su mezcla obligatoria con gasoil subió un 5,1%, quedando en $1.775.230 por tonelada, para las operaciones a llevarse a cabo durante el mes de diciembre de 2025 y hasta la publicación de un nuevo precio que lo reemplace.

La normativa gubernamental, que analizó la agencia Noticias Argentinas, determinó que el plazo de pago del biodiesel no podrá exceder, en ningún caso, los 7 días corridos a contar desde la fecha de la factura correspondiente.

Por otro lado, el precio mínimo de adquisición por litro del bioetanol elaborado a base de caña de azúcar trepó 4,99% y se fijó en $963,926. Mientras que para el precio de adquisición del bioetanol elaborado a base de maíz, Energía dispuso una suba del 5%, ubicando el nuevo valor en $883,464.

El documento oficial precisó que el plazo de pago del bioetanol elaborado a base de caña de azúcar y maíz no podrá exceder, en ningún caso, los 30 días corridos a contar desde la fecha de la factura correspondiente.

Asimismo, aclaró que los nuevos precios fijados “son los valores mínimos a los cuales deberán ser llevadas a cabo las operaciones de comercialización en el mercado interno”.

En los considerandos, se recordó que la secretaría energética está facultada para modificar los precios “tanto en los casos en que se detecten desfasajes entre los valores resultantes de su implementación y los costos reales de elaboración de los productos, o bien cuando dichos precios puedan generar distorsiones en los precios del combustible fósil en el pico del surtidor, esto último lo cual resulta necesario atender en el contexto actual, fijando excepcionalmente precios que se ajusten a dicha necesidad”.

El ajuste en los valores de los biocombustibles fue aumentando en casi todos los meses del año de manera conjunta, a excepción del arranque del 2025 cuando el biodiesel subió pero el bioetanol permaneció al valor del último mes de 2024.

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El Gobierno prorrogó un nuevo aumento del impuesto a los combustibles para enero

El Gobierno confirmó una nueva prórroga hasta enero del 2026 en la suba del impuesto para combustibles líquidos y dióxido de carbono. La misma tenía un cronograma previsto para incrementar cada tres meses, pero confirmaron a través del Boletín Oficial que buscan evitar el impacto directo.

La medida quedó confirmada a través del Decreto 840/2025 con la firma del presidente Javier Milei, el jefe de Gabinete; Manuel Adorni; y el ministro de Economía, Luis Caputo. El cronograma actual marca que debe actualizarse cada tres meses por inflación, pero frenaron las últimas subas para evitar el impacto directo en el precio que llega al cliente.

La suba de los tributos que quedó pendiente de 2024, sumada a actualizaciones que correspondían a los primeros tres trimestres del 2025, recién se aplicarán el 1° de enero del 2026.

Pero, a pesar de la postergación general, el Decreto N°840/2025 establece una aplicación parcial y limitada de la suba para diciembre del 2025.

Se aplicará una suba de $16,377 en el impuesto sobre los combustibles líquidos y de $1,003 por litro en el impuesto al dióxido de carbono. En el gasoil, el aumento será de $13,546 por litro para el gravamen general, $7,335 para la alícuota diferencial que rige en regiones específicas, y de $1,544 por litro por el gravamen al CO2.

“Que, con el propósito de continuar estimulando el crecimiento de la economía a través de un sendero fiscal sostenible, resulta necesario, para los productos en cuestión, diferir parcialmente los incrementos remanentes originados en las referidas actualizaciones”, indica el documento.

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Se licitará antes de fin de año una obra vial estratégica para Vaca Muerta

El gobernador Rolando Figueroa encabezó días atrás en Buenos Aires una nueva reunión de la Mesa de Competitividad de Vaca Muerta. El objetivo del encuentro, según destacó el mandatario, fue “planificar las cosas que se vienen y ajustar las que nos quedan para trabajar con la industria”. “Lo medular de esta reunión es establecer un método de cómo vamos a fondear y hacer la infraestructura” para evitar futuros “cuellos de botella”, remarcó.

Señaló que la provincia no busca protagonismo en la concreción de las obras. “Lo que queremos es que se ejecuten”, expresó y destacó que deben realizarse siempre con controles ambientales y de viabilidad.

“Todos estamos haciendo algo para que esto sea exitoso”, aseguró Figueroa durante el encuentro, del que también participaron representantes de empresas que operan en Vaca Muerta, del Sindicato de Petróleo y Gas Privado de Río Negro, Neuquén y La Pampa, empresarios neuquinos y miembros del gabinete provincial.

Recordó que la industria encargó un estudio al Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG) y pidió acelerar tiempos. Propuso que, con ese estudio, se definan “las obras fundamentales, cuantificadas y priorizadas”. Anticiparon una nueva reunión hacia fines de enero con los resultados del estudio. Lo central, dijo, es “coordinar la inversión en infraestructura para que todo el proyecto sea más exitoso”.

El gobernador destacó que “hay luchas que ya no tenemos que tener entre nosotros. Me parece que tenemos que acordar y mirar para adelante”, subrayando que el Compre Neuquino es una política irrenunciable. Señaló que “nos vamos a poner cada vez más firmes, porque en otras cuencas se están cerrando” y reafirmó: “Voy a cuidar al empresario neuquino por sobre todas las cosas. Son los que estuvieron cuando estábamos mal y los que generan trabajo para los neuquinos”.

Insistió en que “tenemos que colaborar todos para ser eficientes” y remarcó que el objetivo es sostener la competitividad sin subir cargas. “No queremos cobrar más, no queremos incrementar impuestos ni poner tasas nuevas, pero para eso tenemos que ser competitivos y no traer gente de afuera”, expresó.

Agradeció el aporte de las empresas al plan provincial de becas Gregorio Álvarez y destacó el impacto que este programa educativo genera en la sustentabilidad social.

Desarrollo vial y otras obras relevantes

Respecto de la infraestructura estratégica para Vaca Muerta, informó avances del by-pass de Añelo, a cargo de la Provincia, y comentó que “estamos terminando los 22 kilómetros y en febrero se va a estar licitando la otra parte”.

Durante la reunión se adelantó que antes de fin de año se licitará la obra de pavimentación que estará a cargo de las empresas, que el 31 de enero se estarían abriendo los sobres y que el objetivo es comenzar durante los primeros días de marzo con la obra.

Las empresas que forman parte del proyecto son YPF SA, Pampa Energía SA, Vista Energy Argentina SAU, Tecpetrol SA, Pluspetrol SA, Chevron Argentina SA, Pan American Energy SL, Phoenix, Shell Argentina SA y Total Austral SA, que suscribieron el acuerdo para llevar a cabo la obra vial a lo largo de 51 kilómetros.

Proyectando el horizonte 2030, enumeró obras clave para la región que ya se encuentran en marcha como las EPET de San Patricio del Chañar y Añelo; el hospital de Rincón de los Sauces ya finalizado; los 110 kilómetros de la ruta 7; la repavimentación de la ruta 5; y la pavimentación y repavimentación de la ruta 6. “La provincia está ejecutando solo en Vaca Muerta 800 millones de dólares para sostener la sustentabilidad social”, remarcó el gobernador.

También estuvieron los ministros Jefe de Gabinete, Juan Luis Ousset; de Economía, Producción e Industria, Guillermo Koenig y de Energía, Gustavo Medele; el secretario general del Sindicato de Petróleo y Gas Privado de Río Negro, Neuquén y La Pampa, Marcelo Rucci; y el titular de Acipan, Daniel González, entre otros.

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Se inicia el relevamiento ambiental de pasivos en áreas cedidas por YPF a Santa Cruz

El Gobierno de Santa Cruz, junto a FOMICRUZ S.E. e YPF S.A., formalizó el inicio del Programa de Saneamiento Ambiental y Abandono de áreas hidrocarburíferas, con la definición del alcance, la metodología y el cronograma de trabajo que regirá el proceso.

Las tareas comenzaron este 1 de diciembre del año en curso, abarcando las diez áreas operativas cedidas por YPF a la Provincia y sus sistemas de transporte asociados.

En la oportunidad, el gobernador Claudio Vidal estuvo acompañado por el ministro de Energía y Minería, Ing. Jaime Álvarez; el presidente de FOMICRUZ SE, Lic. Oscar Vera; el secretario de Estado de Fiscalización y Control Ambiental Energético y Minero, Ab. Gastón Farías; el subsecretario de Fiscalización de Residuos y Efluentes Industriales, Lorenzo Gallardo; además de Jorgelina Albornoz y Cecilia Andreanelli, de FOMICRUZ.

Por YPF SA la rúbrica estuvo a cargo de Lisandro Deleonardis, Vicepresidente de Asuntos Públicos; y por Matías Farina, vicepresidente Ejecutivo Upstream.

El programa contempla la evaluación integral de los pasivos ambientales generados por actividades históricas de exploración, explotación y producción. Para ello, se aplicará una metodología basada en criterios de vulnerabilidad hídrica, sensibilidad ambiental, análisis de riesgo y balance ambiental, que permitirá clasificar los sitios según su nivel de impacto, priorizar las situaciones de mayor relevancia y definir los lineamientos para acciones de remediación o cierre.

El esquema metodológico incluye relevamientos de campo, toma de muestras, verificación de instalaciones abandonadas, evaluación de pozos inactivos, suelos impactados y estructuras vinculadas a producción y transporte. Esta información será sistematizada en informes técnicos mensuales que permitirán construir una línea base ambiental de cada área.

La Facultad de Ingeniería de la Universidad de Buenos Aires (FIUBA) actuará como Entidad Auditora, con la responsabilidad de supervisar todo el proceso, validar la metodología, revisar los criterios aplicados y garantizar que los procedimientos cumplan con las normativas ambientales vigentes y con estándares técnicos y científicos.

El cronograma de trabajo establece que, dentro de los primeros siete días desde la firma del convenio, la entidad auditora presentará el Plan de Trabajo y el informe de inicio (Kick Off Meeting). A partir del 1 de diciembre, comenzarán los relevamientos de campo, con etapas de diagnóstico, clasificación de impactos y elaboración de informes técnicos, culminando con el Informe Final de Auditoría.

Con esta iniciativa, Santa Cruz avanza hacia una planificación ordenada y responsable del saneamiento ambiental, aplicando criterios técnicos transparentes y fortaleciendo el rol del Estado como autoridad responsable de la gestión y recuperación de áreas productivas.

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Realizaron un simulacro de derrame de petróleo en el lago Casa de Piedra

El Gobierno de Río Negro, a través del Departamento Provincial de Aguas (DPA), participó de un ensayo de recuperación de hidrocarburos realizado en la zona de la estación de piscicultura del lago Casa de Piedra. El simulacro recreó una mancha de petróleo mediante el uso de trazadores naturales (cáscaras de girasol), con el fin de evaluar escenarios críticos y fortalecer los protocolos de actuación vigentes.

Esta iniciativa fue organizada por la Subsecretaría de Hidrocarburos y Minería de La Pampa y la participación activa del DPA obedece a la naturaleza compartida del río Colorado entre ambas jurisdicciones provinciales, cuyo objetivo estratégico es reforzar la prevención y la capacidad de respuesta coordinada ante posibles emergencias ambientales, asegurando la protección y la conservación de este recurso hídrico vital y compartido.

Participó en los ejercicios el Subdelegado regional de Catriel, Esteban Fernández, junto a un equipo técnico del organismo. Esta practica es impulsada por la provincia de La Pampa como parte de su Protocolo de monitoreo preventivo y de contingencia, diseñado para garantizar la protección del río Colorado.

En su ejecución intervienen la Subsecretaría de Ambiente, la Subsecretaría de Recursos Hídricos, el Comité Interjurisdiccional del Río Colorado (COIRCO), el Ente Provincial del Río Colorado y actores públicos y privados relacionados con la actividad.

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Río Negro: tres ofertas para modernizar la Estación Transformadora de Roca

Con la apertura de los sobres económicos, el proceso licitatorio para la readecuación del edificio de control de la Estación Transformadora General Roca avanza hacia su etapa final, en el marco del plan de inversiones que impulsa el Gobierno de Río Negro para fortalecer el sistema eléctrico provincial.

En esta instancia, las empresas participantes presentaron sus propuestas económicas: Electrificadora del Valle ofertó más de $2.342 millones; Quantum SRL propuso poco más de $2.222 millones, mientras que Montelectro SA presentó una oferta de alrededor de $2.671 millones.

La obra forma parte del programa de modernización integral que ejecuta la transportista estatal Transcomahue, con el objetivo de mejorar la confiabilidad del servicio, optimizar la operación y garantizar la capacidad de respuesta ante la creciente demanda eléctrica de General Roca y su zona de influencia.

Durante el acto de apertura, autoridades técnicas verificaron la documentación y las condiciones formales de cada oferta, conforme a los procedimientos licitatorios vigentes. Una vez completada la evaluación, se adjudicará la ejecución de los trabajos.

Esta obra se enmarca en las inversiones anunciadas en el último aniversario de General Roca por el gobernador Alberto Weretilneck, destinadas a mejorar la infraestructura energética del Alto Valle y fortalecer la red de distribución que abastece a miles de familias, comercios e industrias de la región.

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Camuzzi presentó «LNG Del Plata» el proyecto con el que ingresará al mercado internacional de GNL con una inversión de 3.900 millones de dólares

Camuzzi Gas Inversora S.A anunció la puesta en marcha de «LNG Del Plata» un desarrollo energético destinado a la exportación del gas natural producido en Vaca Muerta a través de un barco de licuefacción (Floating LNG) ubicado en el Puerto La Plata, Provincia de Buenos Aires.

Con una inversión que alcanzará los USD 3.900 millones en los próximos 20 años, LNG del Plata es un proyecto dual que permitirá exportar más de 2.4 millones de toneladas anuales de GNL, equivalentes a la producción de más de 9 millones de m3/día de gas natural.

Al mismo tiempo permitirá reforzar el abastecimiento del mercado interno en los meses de mayor demanda, atendiendo  los picos estacionales de demanda local. Es decir, por un lado, aprovechará la ventana oseosa del verano y luego, buscará inyectar GNL durante el invierno.

“Este proyecto es sumamente relevante para el desarrollo del país, ya que no solo permitirá generar 500 puestos directos de trabajo, sino que a lo largo de los 20 años de operación previstos, aportará más de USD 14.500 millones en divisas provenientes de exportaciones”, destacó Alejandro Macfarlane, Presidente de Camuzzi Gas Inversora.  

Macfarlane además, aseguró que el proyecto acompañará «el potencial del país y su rol estratégico en el abastecimiento energético mundial».

LNG del Plata y una inversión de 3.900 millones de dólares en 20 años

Alejandro Macafarlane, Presidente de Camuzzi Gas Inversora.

La inversión inicial contempla de Camuzzi la construcción de una nueva infraestructura de transporte que permitirá movilizar el gas natural que actualmente es entregado en Buchanan, hasta la localidad de Ensenada en la Provincia de Buenos Aires. Además, se construirá un gasoducto subacuático de 10 km de extensión y una plataforma offshore para el amarre del buque licuefactor. 

Camuzzi Gas Inversora informó además que se encuentra en procesos de negociación avanzada con una empresa internacional especializada en este tipo de operaciones. El objetivo es que las obras comiencen el año entrante y que el inicio de operaciones formales sea en 2028.

Camuzzi Gas y un proyecto que responde a las necesidades del mercado

Entre los meses de septiembre y mayo,  LNG Del Plata permitirá exportar más de 9 millones de metros cúbicos diarios de gas natural producidos en Vaca Muerta y transportados en gasoductos existentes del sistema, que en la temporada estival se encuentran con capacidad ociosa.

Una vez en puerto, el gas será sometido al proceso de licuefacción para reducir su tamaño 600 veces y facilitar su transporte marítimo para luego ser regasificado y consumido como gas natural en destino.  

En sentido inverso, durante el periodo invernal, LNG Del Plata reforzará la matriz energética nacional, mediante la liberación de gas natural para atender los picos de demanda. Esta dinámica contribuirá a sostener la seguridad del sistema optimizando el abastecimiento energético y reduciendo así los costos de generación eléctrica al desplazar combustibles líquidos de mayor costo. 

Con este proyecto, Camuzzi Gas Inversora – compañía liderada por Alejandro Macfarlane, Jorge Brito, y el grupo italiano dirigido por Fabrizio Garilli, refuerza su compromiso con el desarrollo energético argentino contribuyendo al posicionamiento del país en el mercado global de GNL. 

, Lorena Alem

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Miguel Galuccio: “Hay que ser mucho más disruptivos en Vaca Muerta”

En función de las herramientas tecnológicas disponibles y del aprovechamiento de la curva de aprendizaje norteamericana, sostuvo Miguel Galuccio, hoy el desarrollo de Vaca Muerta ha llegado a un límite que hace falta superar. “Llegó el momento de cambiar el juego. Hay que ser mucho más disruptivos en cuanto a lo que hacemos y a cómo lo hacemos tanto en la supply chain como en el uso de las tecnologías. Además, se precisan modificaciones desde el punto de vista regulatorio e impositivo”, postuló el fundador y CEO de Vista Energy en la apertura del Energy Day 2025 organizado por EconoJournal.

En 2012, evocó Galuccio, cuando realmente comenzó la historia de YPF en Vaca Muerta, la formación no convencional era “sólo para creyentes”. “Hacía falta creer que el recurso estaba ahí, que había que desriskearlo, que sería importante para la industria y para el país, y que valía la pena probar”, expresó.

Miguel Galuccio tuvo a cargo la apertura del Energy Day. Foto: Dan Damelio.

Desde entonces, destacó, se dio una enorme apuesta por la búsqueda de inversiones y de talento. “Asimismo, hubo que modificar el marco legal, ya que nuestra Ley de Hidrocarburos no estaba preparada para desarrollar esta clase de recursos, hubo que construir infraestructura, y hubo que traer las empresas de servicios y la tecnología que se necesitaba. Todo eso nos llevó, 12 años más tarde, a que Vaca Muerta produzca 550.000 barriles por día, el 60% de la oferta total de la Argentina. Hoy el país es un exportador neto de petróleo”, ponderó el ejecutivo.

En términos de exportaciones, acotó, el mercado hidrocarburífero argentino está entre los cinco que más crecieron a nivel global en el último año. “Hace pocos meses batimos el récord histórico de 1998, al producir 850.000 barriles diarios. Y vamos hacia 1 millón de barriles”, anticipó.

Lo mejor que la industria local tiene para sentirse orgullosa, reivindicó, es el playbook. “Sabemos cómo hacerlo. Contamos con una roca que está desriskeada y que es mejor que la norteamericana. No obstante, nos sigue faltando acelerar el desarrollo. En la Argentina tenemos 40 equipos de perforación, mientras que Estados Unidos suma 450”, comparó.

Será clave, a su entender, seguir optimizando los costos, trabajando en materia de desregulación y ganando atractivo para los inversores. “Como todos saben, el no convencional es un play que no solamente depende de la economicidad, sino también de la caja que uno genera. Hay que ser un país con acceso al capital, competitivo en los costos y también en los impuestos”, sentenció.

Culto a la innovación

Hace apenas siete años, evocó Galuccio, Vista era literalmente un papel en blanco. “Todavía tenemos la servilleta dibujada en una mesa con la que empezó todo”, bromeó.

Para definir a la empresa, expuso, hoy hay que pensar en una buena mezcla de talento y cultura. “Me gusta decir que nuestro sector se corre a sangre, no a petróleo. La clave está en la gente. La cultura de Vista está totalmente enfocada a extraer valor para los accionistas. Somos una compañía corrida por sus dueños: un 40% de los empleados tiene acciones de Vista. En el top management, ese porcentaje sube a un 75%”, cuantificó.

Miguel Galuccio junto a Nicolás Gandini. Foto: Dan Damelio.

Si algo caracteriza a la firma, reveló, es hacer “un culto a la innovación”. “Tenemos gente que solamente piensa en innovar. Por eso fuimos los que exportamos el primer barco de petróleo desde Vaca Muerta en el medio de la pandemia. Creamos un mercado internacional que no existía. Luego nos siguieron YPF y Pluspetrol”, especificó.

La organización, apuntó, también fue la primera en electrificar un equipo de perforación y una planta compresora de gas, además de la primera en tener toda la operación de fractura con wet sand. “Lideramos el cambio tecnológico con la idea de extraer valor. Y somos muy ágiles en la toma de decisiones: nacimos como start up y en estos momentos tenemos el tamaño de una corporación. Somos la compañía independiente más grande de la Argentina y la mayor productora de petróleo, pero seguimos pensando como si fuéramos una start up. Contamos con una regla que no se rompe: entre la persona que perfora y la que se ve con los inversores no puede haber más de cuatro niveles”, sintetizó.

Cuatro grandes ejes

Para proyectar el precio internacional del petróleo, explicó Galuccio, conviene analizar cuatro ejes: demanda, supply, economía mundial y geopolítica. “En el caso de la demanda, soy súper positivo acerca de lo que puede pasar en 2026 y 2027. Venimos de 10 años de poca inversión, pero el reemplazo del crudo no está llegando a la escala que debe llegar. En los países subdesarrollados, que consumen una quinta parte de la energía de los desarrollados, se observa una agenda de crecimiento, con foco en India y China”, aseguró.

En cuanto a lo geopolítico, prosiguió, por estos días hay tanto un risk premium como un floor para el valor del crudo. “Hay más chances de tener problemas que no tenerlos. Hay tres posibles black swans: una escalada del conflicto China-Estados Unidos, cómo será el final de la guerra Rusia-Ucrania y qué sucederá con Irán en el conflicto de Medio Oriente”, enumeró.

Lo más preocupante, opinó, tiene que ver con la cadena mundial de suministro. “La avanzada de tarifas de Estados Unidos generó una disrupción en la supply chain de un mundo globalizado. Hay que ver dónde aterrizamos, pero los crecimientos del Producto Bruto Interno (PBI) que se vienen serán más bajos de lo previsto”, adelantó el directivo, quien también se refirió a la caída del stock petrolero a nivel planetario.

Es cierto, reconoció, que el mercado para 2026 “puede estar un poco soft”, pero afortunadamente puede esperarse “un 2027 sólido”. “Estimamos que la cotización del barril estará en torno a los 65 dólares para el año que viene y se ubicará cerca de los u$s 70 para el período 2027-2030”, pronosticó.

Ventaja competitiva

Las petroleras con activos en la Argentina no sólo tienen como variable crítica al precio internacional del crudo, indicó Galuccio, sino también la situación del país. “Vaca Muerta es parte de la solución de nuestros problemas. En 2012 teníamos un balance comercial desfavorable de US$7.000 millones y este año lo cerraremos con un saldo positivo de más de US$7.000 millones. Estamos hablando de un swing de US$14.000 millones. Somos parte de lo que necesita el país para normalizar su macroeconomía”, celebró.

El recurso petrolero que hay en la Argentina, calificó, es “de bajo costo”, pero también “de ciclo corto”. “Esa característica, en un mundo volátil, nos da una ventaja competitiva increíble. Gracias a ella, una compañía que recién nacía, como Vista, se pudo bancar una pandemia”, subrayó el ejecutivo, quien aseguró que en este contexto global Vaca Muerta posee una mayor competitividad el Presal de Brasil. “Aquí perforamos un pozo en 13 días y lo completamos en 20”, añadió.

Toda inversión que llega a la formación, señaló, genera producción, divisas y trabajo. “Vaca Muerta es una apuesta automática. Los resultados se ven de inmediato”, manifestó.

Para seguir creciendo, acotó, harán falta más players e inversiones. “Hay que convencer a todos de que en la Argentina se puede invertir a largo plazo. El desafío es brindar mayor comodidad a las compañías en cuanto al riesgo ‘arriba de la superficie’. Tenemos que aggiornarnos para tener 300 rigs en lugar de 40. Y veo un Gobierno que está abierto y permeable a debatir cuáles son las soluciones que necesita la industria”, completó.

, Redaccion EconoJournal

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De la OLADE a la OLACDE

La Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) ha adoptado oficialmente su nueva denominación: Organización Latinoamericana y Caribeña de Energía (OLACDE).

Esta decisión ha sido aprobada por los 27 Estados Miembro. La modificación de la denominación entra en vigor tras la culminación de los procesos internos de aprobación y ratificación requeridos en cada uno de los Estados Miembro, en conformidad con el Convenio de Lima de 1973, se comunicó.

Esta nueva denominación refuerza visibilizar a la subregión del caribe, refleja la diversidad de nuestra región y fortalace nuestro Organismo.

“Este paso refleja la vocación integradora de un espacio energético regional diverso que avanza hacia una visión compartida de cooperación, planificación, integración y desarrollo energético sostenible”, destacó Andrés Rebolledo, Secretario Ejecutivo de la organización.

En los próximos meses, la nueva denominación será incorporada progresivamente en todos los instrumentos oficiales, canales institucionales y documentos técnicos de la Organización.

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Tarifas: Subas de diciembre para la electricidad y el gas. Promedio 2,8 por ciento

El Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE), y su similar del Gas (ENARGAS), publicaron en el Boletín Oficial una serie de resoluciones que pusieron en vigencia, a partir del 1 de diciembre, nuevas tarifas para el Transporte y la Distribución de electricidad, y también del gas natural por redes, en el marco de la política de recomposición tarifaria, y de reducción de subsidios estatales a los usuarios, que decidió el gobierno nacional para ambos servicios.

Desde el ministerio de Economía se indicó que “el aumento promedio de estas tarifas en diciembre (contra noviembre) es de 2,8 por ciento”, sin dar mas detalles al respecto.

En materia de Electricidad, el ENRE oficializó las resoluciones 778 hasta 796 en las cuales fijó nuevos cuadros que ajustan a la suba los Valores Horarios que las empresas transportistas de electricidad en alta tensión cobran por su equipamiento regulado (4,31 %), más la actualización mensual de la remuneración que perciben, en base un índice que combina proporciones del IPIM y del IPC del mes anterior, lo que en este mes resultó en el 1,50 %, aplicando un criterio establecido en oportunidad de la Revisión Quinquenal de las Tarifas (RQT).

Entonces, y para el mes de diciembre, Transener actualiza su tarifa 5,87 %; Transba 2,73 %; Transpa 11,08 %; Transnoa 2,86 %; Transnea 6,74 %; Distrocuyo 6,11 %; Transcomahue 11,20 %; EPEN 2,16 %; TIBA 7.01%; Intesar 3 %; Interandes 3,92 %; Transportel Minera 1,50 %; Transacue 7,91 %; DPEC 3,51 %; Enecor 4,03 %; Edersa 16,26 %; Litsa 3,64 %; Limsa 4,17 %; y Yacylec 3,26 %.

Asimismo, a través de las resoluciones 797 y 798/2025, el ENRE autorizó el traslado a las facturas que emiten Edesur y Edenor de un incremento del Costo Propio de Distribución (CPD) de 1,86 % , y de 1,93 %, respectivamente, para diciembre.

Esto, además de autorizar el traslado a la factura de la incidencia de los incrementos definidos para el mes en los conceptos POTREF (Precio de referencia de Potencia); PEE (Precio Estabilizado de la Energía); y en el FNEE (Fondo Nacional de la Energía Eléctrica).

Además de los nuevos cuadros tarifarios para los usuarios Residenciales, también emitió los que se aplicarán a los Clubes de Barrio y de Pueblo, y a la Entidades de Bien Público.

Estas resoluciones indican que, sobre la tarifa plena que pagan los usuarios residenciales N1 (altos ingresos), se mantienen las bonificaciones (subsidio parcial) a las categorías N2 (bajos ingresos) y N3 (ingresos medios) hasta un techo de consumo mensual, facturándose el resto a tarifa plena.

Al respecto cabe referir que la semana pasada el gobierno anunció su decisión de reemplazar este esquema de usuarios de la electricidad y del gas por otro que lo reduce a dos categorías, “con y sin subsidio”, que reducirá el número de usuarios beneficiados, y además bajará el nivel de consumo mensual (según época del año) con tarifa parcial bonificada.

A modo de referencia cabe señalar que para un Usuario domiciliado en la zona a cargo de Edesur, categoría Residencial-3 (401 hasta 500 KWh mensuales) el Costo Fijo a facturar es de $ 9.566, y el Costo Variable (por KW consumido) es de $ 22,89. Si el usuario habita en la zona atendida por Edenor, en la misma categoría el Costo Fijo es de 9.686 y el Costo Variable es de $ 22,69.

El Valor Agregado de Distribución (VAD) Medio al 1 de diciembre de 2025 se fija en $ 50,854 para EDESUR y en $ 55,121 para EDENOR.

Gas por redes

En lo que respecta al Gas, el ente regulador del sector oficializó las resoluciones 907 hasta 926/2025 que establecieron nuevos cuadros tarifarios para diciembre. Contemplan la aplicación de la Revisión Quinquenal de Tarifas (RQT) en 31 cuotas mensuales y consecutivas, actualizadas según la variación de los índices de precios internos y de consumo conforme la metodología definida en las Reglas Básicas de las Licencias (RBL).

También incluyen los precios actualizados del gas en el PIST (dolarizado) de acuerdo con las subzonas en las que opera cada distribuidora.

Las resoluciones referidas comprenden a las Transportadoras TGS y TGN, Transportadoras de Gas del Mercosur, Compañía Entrerriana de Gas, Gas Link, Gasoducto GasAndes, Gasoducto Norandino, Enel Generación Chile, Refinería del Norte, Energía Argentina S.A., Metrogas, Litoral Gas, Naturgy BAN, Naturgy NOA, Cammuzzi Gas Pampeana, Cammuzzi Gas del Sur, Distrbuidora de Gas del Centro, Distribuidora de Gas Cuyana, Gasnea y Redengas.

Asimismo, el ENARGAS, oficializó la Resolución 927 que estableción un recargo de 7,50 % sobre el precio del gas en el PÏST según subzonas, con destino al Fondo Fiduciario para el Consumo Residencial del Gas.

A modo de referencia cabe consignar que un usuario de MetroGAS categoría R2-3 tendrá un Cargo Fijo de $ 15.545,74 si se domicilia en Capital Federal, y de $ 13.935,83 si habita en el GBA. Para ambos casos el Costo a pagar por cada metro cúbico consumido es de 225,05 pesos.

Si es el caso de un usuario de Naturgy BAN de la misma categoría (R2-3) el Cargo Fijo a pagar es de $ 9.640,80 y el costo por metro cúbico de consumo es de 213, 23 pesos.

Estas tarifas incluyen, en el caso de MetroGAS, un precio del gas en el PIST de $ 154,96 por metro cúbico, un precio incluido en los cargos por m3 de consumo de $128,79, y un costo de transporte de 88,48 pesos por metro cúbico.

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Vaca Muerta: GeoPark acelera su plan de producción e invertirá US$100 millones el año próximo

La petrolera independiente de Colombia Geopark, aprobó este lunes su Programa de Trabajo para 2026 y la Guía de Mediano Plazo hasta 2028. En la formación neuquina, invertirá hasta US$100 millones el año próximo y el incremento de producción, proyectado para 2027, ahora se anticipa para 2026.

Este plan estratégico de dos pilares se centra en proteger y maximizar la producción base y la generación de caja en Colombia, mientras impulsa un crecimiento material mediante el desarrollo acelerado en Vaca Muerta. GeoPark se posiciona para lograr un aumento de más del 60% en la producción total de la compañía y más que duplicar su EBITDA para 2028.

Geopark ya desarrolla las áreas adquiridas a Pluspetrol en Vaca Muerta

El primer pilar estratégico se enfoca en Colombia, donde la compañía busca sostener y mejorar el desempeño de su bloque insignia Llanos 34 y otros activos clave. La producción en el país experimentó un punto de inflexión positivo antes de lo esperado, impulsado por un desarrollo disciplinado, la optimización de la base y técnicas de recobro mejorado.

Estos esfuerzos se respaldan en la reciente certificación de un aumento del 22% en el Original Oil in Place (OOIP) en Llanos 34, lo que fortalece la perspectiva económica y de producción a largo plazo del activo. Colombia continuará proporcionando una base sólida para generar flujo de caja libre sostenible.

Vaca Muerta, la estrategia de Geopark

El segundo pilar, el de crecimiento, está anclado en Vaca Muerta. Tras la exitosa integración de los bloques Loma Jarillosa Este y Puesto Silva Oeste, activos que adquirió pocos meses atrás a la nacional Pluspetrol, en una operación valuadas en unos US$115 millones.

La compañía confía en su capacidad para generar un crecimiento a largo plazo desde esta formación no convencional. Uno de los hitos más relevantes es que el incremento de producción, originalmente proyectado para 2027, ahora se anticipa para 2026. Se espera que la tasa de salida de la producción en la Argentina para ese año se sitúe entre 5.000 y 6.000 barriles equivalentes de petróleo por día.

Esas proyecciones respaldan una producción total esperada de 27.000-30.000 boepd para 2026, con una mezcla de aproximadamente 97% petróleo y 3% gas natural. El plan contempla la perforación de entre 27 y 36 brutos, con cerca del 86% asignado a actividades de desarrollo.

El CEO de GeoPark Felipe Bayón, nombrado en el cargo en abril de 2025.

Específicamente para Vaca Muerta, se asignaron US$80-100 millones en 2026. Esta inversión se destinará a la finalización de la perforación, el fracking y la puesta en producción de un pad de cinco pozos en los bloques integrados. Adicionalmente, se prevé la instalación de bombas de varilla y el mejoramiento de las instalaciones en Loma Jarillosa Este, así como el avance en los permisos para Puesto Silva Oeste.

Disciplina financiera

Financieramente, el Programa de Trabajo 2026 marca el primer año completo de ejecución de esta nueva hoja de ruta. Bajo un escenario base de Brent de US$60-70 por barril, el programa de CAPEX de la compañía asciende a US$190-220 millones, una inversión diseñada para acelerar el crecimiento no convencional.

Con esto se espera generar entre US$220 y US$300 millones de EBITDA Ajustado en el próximo año. Las proyecciones de mediano plazo también son contundentes: para 2028, se proyecta un EBITDA Ajustado que crecería hasta US$490-520 millones, respaldando un retorno sobre el capital empleado de 25-30 por ciento.

Para entonces se proyecta una producción de hasta 34.000 barriles equivalente al 2027 y de hasta 46.000 boe en 2028, con un valor del crudo brent estimado en los US$70 el barril. La compañía espera que el ratio de apalancamiento de Deuda Neta / EBITDA se sitúe en 1,9-2,1x a fines de 2026 y disminuya por debajo de 1,5x para 2028, conforme el flujo de caja se expanda y las inversiones se normalicen.

Estos hitos estratégicos, sumados al aumento del treinta y ocho por ciento interanual en las reservas 2P certificadas, proporcionan la base para el cumplimiento de los ambiciosos objetivos de mediano plazo de GeoPark, aseguró la compañía.

, Ignacio Ortiz

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Oficializan suba de las tarifas de gas y electricidad desde diciembre y habilitan aumento del precio de los biocombustibles

Los entes reguladores publicaron los nuevos cuadros tarifarios de los servicios de gas natural por red y electricidad con una suba de 2,8% en promedio en todo el país. La suba de tarifas rige a partir del 1° de diciembre, según informaron desde la Secretaría de Energía. Al mismo tiempo, la cartera energética también autorizó una suba de 5% del precio regulado del biodiesel y el bioetanol, que se mezcla de manera obligatoria con el gasoil y las naftas, respectivamente. La suba aplica para las adquisiciones de diciembre y podría tener un impacto en el precio de los combustibles.

Tarifas

El Ente Nacional Regulador de la Electricidad (Enre) y el Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) publicaron este lunes 21 resoluciones cada uno en el Boletín Oficial donde fijaron la nueva actualización de tarifas para distribuidoras y transportistas.

En el caso de la electricidad en el AMBA, donde se concentra el mayor consumo del país, el Enre estableció una suba en el Costo Propio de Distribución (CPD) de 1,8% en Edesur y 1,9% en Edenor. También actualizó los márgenes de distribución de Epec, Epen, Epe, Edersa, Districuyo y para compañías transportistas como Transener, Litsa, Transba, Transnpa, Transnea, Transnoa, entre otras.

Lo mismo hizo el Enargas para las compañías reguladas de gas natural como Metrogas, Naturgy, Camuzzzi, Litoral Gas, EcoGas, TGS, TGN, Gas Cuyana, Redengas, entre otras.

El viernes pasado, la Secretaría de Energía, a cargo de María Tettamanti, publicó las resoluciones 487 y 488 para actualizar el precio del gas en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST) a partir de diciembre y el precio de la energía para el período que va del 1° de diciembre hasta el 30 de abril de 2026.

La actualización en el costo de distribución y el transporte, que junto al costo de generación son los tres componentes de las facturas, forma parte de los incrementos mensuales previstos en la Revisión Quinquenal Tarifaria (RQT) que el gobierno nacional realizó en abril de este año. La RQT fijó actualizaciones mensuales para el período que va entre mayo de este año y abril de 2030.

El incremento de las tarifas establecido en la RQT es en términos reales, es decir, se contempla todos los meses un ajuste adicional por inflación que surge de una fórmula automática en base a la evolución del Índice de Precios Internos al por Mayor (IPIM) y el Índice de Precios al Consumidor (IPC), que tienen una ponderación de un 67% y un 33%, respectivamente.

Biocombustibles

El gobierno autorizó además una suba de 5,11% en el precio del biodiesel, que se elabora a base de aceite de soja y se mezcla con el gasoil para el mercado local. Lo hizo a través de la resolución 485 publicada este lunes en el Boletín Oficial. Los biocombustibles están regulados en el país por la Ley 27.640.

El precio de adquisición del biodiesel saltó de $ 1.688.961 a $ 1.775.230 por tonelada para las operaciones que se realicen en diciembre y hasta una nueva publicación del valor. El biodiesel se mezcla en un 7,5% con el gasoil antes del expendio en el mercado local.

Por su parte, la cartera energética publicó la resolución 486 que autoriza una suba de 5% en el precio de adquisición del etanol elaborado a base de maíz y también para el de caña de azúcar. En el caso del bioetanol maicero, el precio saltó de $ 841,3 a $ 883,4 por litro. En el etanol de caña el precio se incrementó de $ 918 a $ 963,9 por litro.

El etanol se mezcla con las naftas en un 12%, que se divide en un 6% para el bio maicero y 6% para el de caña de azúcar. En el sector hay varios proyectos para establecer un nuevo marco normativo que reemplace a la actual Ley 27.640. El gobierno tiene un proyecto en carpeta que prevé el aumento del corte del etanol de 12% al 15% y del biodiesel de 7,5% a 10%, entre otros aspectos.

, Roberto Bellato

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Southern Energy acordó con SEFE (Alemania) la venta de 2 MMTnls. anuales de GNL por 8 años

Southern Energy, conformada por las empresas PAE, YPF, Pampa Energía, Harbour Energy y Golar LNG, y la SEFE Securing Energy for Europe, reconocida compañía internacional propiedad del Gobierno Federal de Alemania, firmaron un acuerdo marco (Heads of Agreement) para la venta por parte de SESA de 2 millones de toneladas anuales de Gas Natural Licuado (GNL) durante 8 años, a partir de fines de 2027.

Esa es la fecha prevista para el inicio de la operación del “Hilli Episeyo”, el primero de los dos buques de licuefacción que serán instalados por SESA en el Golfo San Matías, provincia de Río Negro, describió Southern Energy, destacando que esta operación sería la mayor venta de GNL desde Argentina al mundo en términos de volumen y de plazo.

Las exportaciones, que dependerán de la evolución de los precios internacionales, podrían alcanzar un valor superior a los U$S 7.000 millones durante la vigencia del acuerdo, generando una fuente de divisas genuina para Argentina y una contribución a la seguridad energética en Europa, se indicó.

El volumen de GNL previsto en el acuerdo marco representa más del 80 % de la capacidad de producción del “Hilli Episeyo” (2,45 millones de toneladas anuales de GNL) y más del 30 % de la capacidad de producción conjunta de los dos buques de licuefacción previstos (6 millones de toneladas anuales de GNL).

La implementación de los términos del acuerdo marco quedará descripta en un convenio final de venta entre las partes previsto para los próximos meses.

El acuerdo fue firmado por Rodolfo Freyre, Chairman de Southern Energy, y Frédéric Barnaud, CCO de SEFE. También estuvieron presentes Marcos Bulgheroni, Group CEO de PAE; Santiago Martínez Tanoira, Vicepresidente Ejecutivo de Gas y Energía de YPF; Horacio Turri, Vicepresidente Ejecutivo y Director Ejecutivo de Exploración y Producción de Pampa Energía; Martin Rueda, Managing Director de Harbour Energy en Argentina; y Federico Petersen, Chief Commercial Officer de Golar LNG.

Rodolfo Freyre afirmó que “el acuerdo firmado con SEFE constituirá la primera venta a gran escala de LNG desde Argentina y representa un hito para el desarrollo futuro de las reservas de gas natural de Vaca Muerta. Estamos orgullosos en dar este primer paso en el mercado mundial de GNL con un jugador de reconocimiento internacional como SEFE”.

Frédéric Barnaud, CCO de SEFE, dijo: “El primer acuerdo de GNL de SEFE con un proveedor sudamericano no sólo contribuye a la diversificación geográfica de nuestra cartera, sino que también fortalece la seguridad energética de Europa. Nos complace acompañar a Argentina en su camino para convertirse en un exportador mundial de GNL. Esto también le brinda a SEFE una valiosa oportunidad para continuar su colaboración con el equipo del Hilli Episeyo mientras se traslada de Camerún hacia la Argentina”.

Southern Energy (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.

SESA confirmó una inversión superior a U$S 15.000 millones para exportar GNL a lo largo de 20 años de operación de dos buques de licuefacción que serán instalados en el Golfo San Matías, provincia de Río Negro.

Southern Energy prevé alcanzar exportaciones por más de U$S 20.000 millones entre el inicio de las operaciones en 2027 y el año 2035. El proyecto de SESA favorecerá la creación de 1.900 empleos directos e indirectos, predominantemente de origen local, durante la fase de construcción, y tendrá una importante participación de proveedores locales durante la operación del proyecto.

Por otra parte, desde la compañía energética internacional SEFE se destacó que “vela por la seguridad del suministro e impulsa la descarbonización de sus clientes”.

Las actividades de SEFE abarcan la cadena de valor de la energía, desde el origen y la comercialización hasta las ventas, el transporte y el almacenamiento. Con su experiencia de décadas en el comercio y el desarrollo de su negocio de GNL, SEFE se ha convertido en uno de los proveedores más importantes de clientes industriales en Europa, con un volumen de ventas anual de 200 TWh de gas y energía.

Sus 50.000 clientes van desde pequeñas empresas hasta municipios y organizaciones multinacionales. Al invertir en energías limpias y especialmente en el ecosistema del hidrógeno, SEFE está contribuyendo a la transición energética. La empresa emplea a unas 2.000 personas en todo el mundo y es propiedad del Gobierno Federal de Alemania.

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Fundelec: Continuó en octubre la baja demanda de electricidad

Con temperaturas inferiores en promedio respecto a las del mismo mes del año pasado, octubre presentó un descenso de la demanda de energía eléctrica de -0,9 %, al alcanzar los 10.585,1 GWh a nivel nacional. En diez meses del año se acumula una caída de -0,1 por ciento. Las distribuidoras de Capital Federal y del GBA tuvieron una leve suba i.a. de 0,1 %.

A nivel país descendieron los consumos residenciales y comerciales, mientras que ascendieron levemente los industriales, indicó el informe periódico de Fundelec.

LOS DATOS DE OCTUBRE 2025
En octubre de 2025, la demanda neta total del MEM fue de 10.585,1 GWh; mientras que el año pasado había sido de 10.678,8 GWh. La comparación interanual entonces evidencia un descenso de -0,9 %. Se trata del segundo consumo más bajo de este año luego de abril, cuando la demanda había sido de 9.823,1 GWh.

En octubre ocurrió una baja intermensual de la demanda de -0,5 % comparada con septiembre, cuando había alcanzado los 10.633,5 GWh.

Aún se mantiene el día 10 de febrero de 2025 como el registro del máximo histórico de demanda de potencia en el SADI con una marca de 30.257 MW y una temperatura en GBA de 37.9 C°. El máximo de potencia alcanzado en octubre fue de 20.808 MW.

En cuanto a la demanda residencial de energía en octubre, representó el 42 % del total país con una caída de -1,9 %, respecto al mismo mes del año anterior. En tanto, la demanda comercial descendió -1,1 % siendo el 29 % del consumo total. Y la demanda industrial representó el 29 %, con un crecimiento en el mes del orden del 0,8 por ciento.

EVOLUCIÓN DEL CONSUMO

La demanda eléctrica registró en los últimos doce meses (incluido octubre de 2025): 7 meses de baja (diciembre de 2024, -2,2%; marzo de 2025, -2,5%; abril, -1,8%; mayo, -10,4%; julio, -2,5%; agosto, -3,7%; y octubre de 2025, -0,9%), y 5 meses de suba (noviembre de 2024, 0,2 %; enero de 2025, 4 %; febrero, 0,5 %; junio, 13 %; y septiembre de 2025, 3,9 %). El año móvil (últimos doce meses) presenta una caída de -0,3 por ciento.

En cuanto al consumo por provincia en octubre último, 16 fueron las provincias y/o empresas que marcaron descensos: Misiones (-21 %), Formosa (-13 %), Corrientes y Chaco (-12 %), EDES (-8 %), Santa Fe (-6 %), Jujuy y Santiago del Estero (-5 %), EDEN (-3 %), La Rioja, Entre Ríos, Salta y Tucumán (-2 %), EDELAP y La Pampa (-1 %), entre otros.

Por otra parte, 10 provincias y/o empresas presentaron ascensos en el consumo: Santa Cruz (16 %), Chubut (9 %), Mendoza (5 %), Neuquén y Córdoba (4 %), Catamarca, San Juan y San Luis (2 %), EDEA (1 %), En tanto, Río Negro mantuvo el mismo consumo que en octubre de 2024.

En lo que respecta al detalle de las distribuidoras de Capital y GBA, que cubrieron un 30 % del consumo total país, totalizaron un leve ascenso conjunto de 0,1 %. Los registros de CAMMESA indican que EDENOR tuvo una caída de demanda de -0,3 %, mientras que en EDESUR la demanda ascendió 0,7 por ciento.

El mes de octubre de 2025 fue menos caluroso en comparación con octubre de 2024. La temperatura media fue de 19.5 °C, mientras que en el mismo mes del año anterior fue 20.5 °C, y la histórica es de 17.4 °C.

DATOS DE GENERACIÓN
La generación térmica es la principal fuente utilizada para satisfacer la demanda, aunque se destaca que la generación hidráulica ocupa el segundo lugar al desplazar a las energías alternativas (fotovoltaica y eólica). En octubre, la generación hidráulica se ubicó en el orden de los 2.910 GWh, por encima de los 2.625 GWh del año anterior, lo que representa una variación positiva del 11 por ciento.

Por su parte, la potencia instalada es de 43.887 MW, donde el 57 % corresponde a fuentes de origen térmico y el 39 % es de origen renovable (alternativa e hidráulica). Asimismo, el despacho térmico fue menor con respecto al mismo mes de 2024, al tiempo que el consumo de combustibles para generar también terminó siendo menor (-34 % es la baja en conjunto). Con un muy bajo consumo de combustibles alternativos, el gas natural representa más del 99 % de la matriz de combustibles, aproximadamente.

En el décimo mes del año lideró ampliamente la generación térmica con un aporte de producción de 39,54 % de los requerimientos. Las centrales hidroeléctricas cubrieron el 26,37 % de la demanda, las nucleares proveyeron el 8,45 %, y las generadoras de fuentes alternativas un 24,52% del total. La importación representó el 1,13 % de la demanda satisfecha, describió Fundelec.

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Southern Energy firmó un acuerdo con una empresa del gobierno de Alemania para exportar GNL a partir de 2027

El consorcio Southern Energy (SESA) y SEFE Securing Energy for Europe, compañía energética propiedad del Gobierno Federal de Alemania, formalizaron un acuerdo marco para la venta a gran escala de Gas Natural Licuado (GNL). El convenio implica la exportación de dos millones de toneladas anuales de GNL durante un período de ocho años, con el inicio de la operación previsto para fines de 2027.

La operación, que se concretó a través de un «Heads of Agreement» o acuerdo marco, «representa la mayor exportación de GNL de la Argentina al mundo hasta la fecha», tanto en términos de volumen como de plazo contractual, resaltaron desde el consorcio que integran PAE, YPF, Pampa Energía, Harbour Energy y Golar LNG.

La firma del acuerdo fue encabezada por Rodolfo Freyre, Chairman de Southern Energy, y Frédéric Barnaud, CCO de SEFE.

Frederic Barnaud (SEFE, izq) y Rodolfo Freyre (Southern Energy, der)

Las exportaciones, cuya facturación dependerá de la evolución de los precios internacionales, podrían alcanzar un valor superior a los u$s7.000 millones durante la vigencia del acuerdo. «Este flujo de divisas será ingreso genuino para la Argentina y, a su vez, una contribución sustancial a la seguridad energética en Europa, en línea con el objetivo de SEFE de asegurar el suministro», expresaron en un comunicado.

Southern Energy, primera exportación de GNL

SEFE, que emplea a unas 2.000 personas en todo el mundo, abarca la cadena de valor de la energía, desde el origen y la comercialización hasta las ventas, el transporte y el almacenamiento. La compañía se destaca como uno de los proveedores más importantes de clientes industriales en Europa, con un volumen de ventas anual de 200 TWh de gas y energía, y su misión es asegurar su abastecimiento.

Los embarques de exportación desde la terminal flotante que se instalará frente a las costas de Río Negro, se realizarán una vez que inicie la operación del “Hilli Episeyo”, el primero de los dos buques de licuefacción que SESA instalará en el Golfo San Matías.

El volumen de GNL acordado de unos 2 millones de toneladas anuales representa más del 80% de la capacidad de producción del buque licuefactor “Hilli Episeyo”, que es de 2,45 millones de toneladas anuales (MTPA) de GNL. A la vez representa más del 30% de la capacidad de producción conjunta de los dos buques de licuefacción proyectados por SESA, que será de 6 MTPA con la llegada del MKII.

De la firma participaron directivos de todas las empresas del consorcio.

Southern Energy (SESA) es una compañía conformada por cinco socios estratégicos con distinta integración accionaria en el consorcio: PAE (con una participación del 30%), YPF (25%), Pampa Energía (20%), Harbour Energy (15%) y Golar LNG (10%). Las empresas aclararon que la implementación final de los términos acordados en este marco quedará sujeta a la firma de un acuerdo final de venta entre las partes, lo cual está previsto para los próximos meses.

Inversión, exportaciones y empleo

El objetivo de SESA es posicionar a la Argentina como un nuevo proveedor en el mercado mundial de GNL a partir de 2027. Para ello, la compañía confirmó una inversión superior a los US$15.000 millones para exportar GNL a lo largo de 20 años de operación de los dos buques de licuefacción. Southern Energy prevé que las exportaciones alcancen más de US$20.000 millones entre el inicio de las operaciones en 2027 y 2035.

El proyecto de SESA favorecerá la creación de 1.900 empleos directos e indirectos, predominantemente de origen local, durante la fase de construcción, e implicará una elevada participación de proveedores locales durante la operación.

A la firma del acuerdo encabezada por Freyre y Barnaud, también asistieron Marcos Bulgheroni, Group CEO de PAE; Santiago Martínez Tanoira, Vicepresidente de Gas y Energía de YPF; Horacio Turri, Vicepresidente y Director Ejecutivo de Exploración y Producción de Pampa Energía; Martin Rueda, Managing Director de Harbour Energy en la Argentina; y Federico Petersen, Chief Commercial Officer de Golar LNG.

Hilli Episeyo, el buque que exportará el primer embarque de GNL del país.

Tras el convenio, Rodolfo Freyre afirmó que “el acuerdo firmado con SEFE constituirá la primera venta a gran escala de LNG desde la Argentina y representa un hito para el desarrollo futuro de las reservas de gas natural de Vaca Muerta».

Por su parte, Frédéric Barnaud resaltó que el acuerdo con un proveedor sudamericano no solo contribuye a la diversificación geográfica de la cartera de SEFE, sino que también fortalece la seguridad energética de Europa.

«Nos complace acompañar a la Argentina en su camino para convertirse en un exportador mundial de GNL. Esto también le brinda a SEFE una valiosa oportunidad para continuar su colaboración con el equipo del Hilli Episeyo mientras se traslada de Camerún hacia la Argentina”, afirmó Barnaud.

El primer licuefactor Hilli Episeyo llegará al país en 2027 para comenzar a producir gas natural licuado a partir de la infraestructura existente, por lo cual el certificado de permiso de exportación se otorgó solamente para unos nueves meses al año, ya que los restantes corresponden al pico de demanda energética invernal.

En los primeros días de mayo, el consorcio había tomado la decisión final de inversión correspondiente al Hilli Episeyo, el cual casi de inmediato obtuvo por parte del Gobierno nacional la aprobación de su ingreso a los beneficios del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI).

, Ignacio Ortiz

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Qué debates parlamentarios marcarán el futuro inmediato de la minería y la energía

Ante un Gobierno envalentonado por su flamante triunfo electoral, cuatro especialistas en materia parlamentaria fueron convocados por Dínamo – Charlas de Energía para analizar la posible modificación de la Ley de Glaciares (Ley 26.639), la necesidad de prorrogar la estabilidad fiscal para favorecer la producción de energías renovables y la decisión de instrumentar estímulos fiscales para reactivar las cuencas petroleras maduras del país, entre otros temas.

La intención del Gobierno en torno a la Ley 26.639 es enviar un proyecto para que cada provincia defina qué áreas quedarán exentas de toda actividad minera metalífera. En palabras de Flavia Royón, ex secretaria de las carteras de Energía y Minería a nivel nacional, senadora electa por la provincia de Salta y habitual invitada de Dínamo, lo que en verdad hace falta es una ley técnicamente aclaratoria. “Hay que sacar el gris que existe sobre el concepto de ‘ambiente periglaciar’. Lo que debe buscarse es preservar los glaciares que tengan una función hídrica efectiva, no a las zonas periglaciares en sí”, distinguió.

A su criterio, la Ley de Glaciares se inmiscuye en la potestad que los gobiernos provinciales tienen sobre sus propios recursos naturales. “No obstante, me parece que devolverle todo a las provincias existiendo ya una normativa vigente podría generar mucha resistencia”, advirtió.

En la misma frecuencia se expresó Martín Maquieyra, politólogo, miembro de Propuesta Republicana (PRO) y diputado nacional. “Comparto la mirada sobre la relevancia de una legislación aclaratoria, porque la propia Ley de Glaciares se contradice en cuanto a la definición de ambiente periglaciar. No obstante, también creo que las provincias pueden ejercer los controles ambientales”, argumentó.

Con pequeñas modificaciones, indicó, el Congreso está en plenas condiciones de establecer con claridad una ley de presupuestos mínimos sobre el asunto. “Hay que dar el debate de cara a la sociedad y con las provincias opinando”, remarcó.

Impulso a la inversión

De acuerdo con Pablo Cervi, cuadro político de la Unión Cívica Radical (UCR) y diputado nacional electo por la provincia de Neuquén, no habría que perder de vista que las provincias productoras de recursos como el oro, la plata, el cobre y el litio compiten por las inversiones mineras con importantes destinos de todo el planeta. “No todos están desesperados por venir a la Argentina. Hay que generar ciertas condiciones para fomentar eso”, subrayó.

Más allá de esa realidad, intervino Gabriela Vulcano, periodista acreditada en el Congreso que sigue de cerca el día a día de la agenda legislativa, una eventual modificación de la Ley de Glaciares respondería más a un interés de las autoridades provinciales que del Poder Ejecutivo Nacional. “El oficialismo todavía no tiene garantizada la aprobación del Presupuesto 2026. Está negociando con los gobernadores para conseguir los votos restantes. Y mientras que algunas provincias requieren avales para la toma de deuda, otras piden reformas legislativas para captar mayores inversiones mineras”, explicó.

Nueva estrategia

Ya es hora, según Royón, de dejar atrás la falsa dicotomía de que desarrollar recursos como el cobre significa sacrificar el agua. “La minería tiene que hablarle con claridad a la sociedad en cuestiones clave como la Ley de Glaciares. Más que una reforma, la salida más sencilla sería una ley aclaratoria”, insistió.

Por otro lado, agregó, el desarrollo del cobre necesita con urgencia herramientas para que los proyectos en carpeta se materialicen. “El problema es que un instrumento como el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) vence en julio. Estamos a ocho meses. El reloj está corriendo”, alertó.

Frente a esa premura, opinó Vulcano, no es casual que el Gobierno nacional haya decidido cambiar su modo de relacionarse con la oposición, al comprender que deberá estrechar sus vínculos con los gobernadores de distinto signo político. “Pareciera que en esta etapa de la gestión de Milei se apunta a llegar a acuerdos con los gobernadores que impliquen una mirada a mediano plazo”, sugirió.

Discusión tributaria

Consultado puntualmente sobre el panorama neuquino, Cervi destacó que el distrito que gobierna Rolando Figueroa ha duplicado su presupuesto entre 2024 y 2025 desde 2.400 hasta 5.000 millones de dólares. “Cuando se dé la discusión tributaria en el Congreso, habrá que recordar que la provincia aporta el 4% del Producto Bruto Interno (PBI) nacional y recibe el equivalente al 1,72%”, cuantificó.

Será fundamental, a su entender, gestionar mayores recursos para poner en marcha las obras de infraestructura que demanda el crecimiento de industrias como la energética. “Hay que replicar el modelo público-privado en aquellas actividades que lo pueden implementar, como se demuestra con Vaca Muerta Sur, oleoducto que se está construyendo y ya tiene toda su capacidad tomada, o con los proyectos de gas natural licuado (GNL), donde ya hay convenios concretos”, ejemplificó.

Es cierto, concedió Vulcano, que Nación está decidida a avanzar con cambios en las normativas laborales y tributarias, pero -a diferencia de lo sucedido el año pasado- en estos momentos la máxima prioridad pasa por aprobar el Presupuesto. “Todos los gobiernos consideraron necesaria una reforma tributaria integral y ninguno pudo”, sostuvo la especialista.

Modernización laboral

Para Maquieyra, no está en duda que el Gobierno cambió su forma de dialogar con las provincias, lo que probablemente le deparará significativos réditos políticos. “Estoy seguro de que podrá sancionar la Ley de Presupuesto, posiblemente en diciembre. De todos modos, creo que la reforma más importante en el corto plazo es la laboral”, sentenció.

Cuando se visita a una pequeña y mediana empresa (PyME) del interior del país, puntualizó, se verifican temores a contratar y quejas sobre los altos costos laborales. “Con las grandes empresas pasa lo mismo”, apuntó el diputado, quien consideró que la reforma tributaria demandará un poco más de tiempo.

Ninguno de estos cambios normativos, postuló Royón, configura un requisito absolutamente indispensable para que se materialicen las iniciativas de cobre que hoy se encuentran en evaluación. “Proyectos como San Jorge o Taca Taca están avanzando independientemente del debate legislativo”, recalcó.

Debates que se vienen

Pese a los problemas de liderazgo y la falta de propuestas políticas, tal como criticó Vulcano, el peronismo sigue siendo la mayor fuerza opositora a la gestión de Milei. “Eso no significa que hoy sea una alternativa realista de gobierno”, reflexionó la analista, quien también reconoció que desde La Libertad Avanza (LLA) se aligeró el discurso anti-casta.

Dentro del Congreso, comentó Royón, algunas de las principales cuestiones a debatir pasan por la prórroga de la Ley de Energías Renovables, la Ley de Biocombustibles, una posible Ley de Cuencas Maduras y la modificación del Código Minero. “En cuanto a prorrogar la Ley de Energías Renovables, estoy en contra. Pienso que el sector ya alcanzó una madurez que lo vuelve competitivo. Lo que hay que ampliar es la infraestructura”, se posicionó.

Sería fundamental, planteó Maquieyra, que se asegure por 20 años la estabilidad tributaria a nivel sectorial. “Comparto que las energías renovables ya adquirieron competitividad, por lo que se precisa es simple: tres o cuatro artículos para garantizar la estabilidad impositiva. No se puede estipular el cobro de un impuesto adicional al viento o al sol”, justificó.

Cervi, por su parte, aludió a la defensa legislativa de los hidrocarburos convencionales, más allá de que Neuquén base su boom petrolero en el shale de Vaca Muerta. “Tenemos que aprovechar todo lo que hay en nuestro subsuelo. En algunos casos se está avanzando con bajas en las regalías. También hay que tener la cabeza abierta para abordar la discusión de los costos laborales”, completó.

, Redaccion EconoJournal

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IPA® y CampoLimpio impulsan un acuerdo de cooperación para el desarrollo de nuevos destinos de valor para el plástico 

El Instituto Petroquímico Argentino (IPA®) y CampoLimpio cerraron un acuerdo de cooperación enfocado en la investigación, innovación tecnológica y el desarrollo de nuevos destinos de valor para el plástico proveniente de envases vacíos de fitosanitarios. «Esta iniciativa subraya el compromiso del IPA® con la promoción de soluciones científicas y tecnológicas avanzadas para la evolución hacia un modelo industrial plenamente circular», aseguraron.

A través de esta alianza estratégica, ambas organizaciones trabajarán conjuntamente en el desarrollo de tecnologías de tratamiento, reciclado y reconversión avanzada del plástico posconsumo. El objetivo es transformarlo en materia prima circular de alto valor agregado, lista para reinsertarse en procesos industriales.

Ambas organizaciones trabajarán conjuntamente en el desarrollo de tecnologías de tratamiento, reciclado y reconversión avanzada del plástico posconsumo.

Acuerdo de cooperación

En este sentido, Gabriel Rodríguez Garrido, director ejecutivo del IPA®, enfatizó que“uno de los mayores desafíos de la industria plástica es la circularidad. Para afrontar este reto, debemos incorporar nuevas tecnologías de reciclado y avanzar hacia procesos que generen materia prima circular basada en conocimiento y ciencia aplicada, capaz de abrir oportunidades industriales reales».

Por su parte, María Pisanu, directora ejecutiva de CampoLimpio, destacó que»las sinergias y la articulación entre actores estratégicos son fundamentales para construir soluciones sostenibles. Este acuerdo con el IPA® nos permite acceder a capacidades tecnológicas y conocimiento sectorial que amplifican el impacto de nuestro trabajo y contribuyen decisivamente a la consolidación de un modelo circular para el agro y la industria».

Plataforma de vinculación técnica

El IPA® aportará su rol como plataforma de vinculación técnica entre la industria, la ciencia y el conocimiento especializado, facilitando la experticia, contactos técnicos y capacidades de análisis necesarios para acelerar la innovación. Esta articulación es clave para seguir profundizando la misión circular del sistema: transformar los envases posconsumo en recursos reutilizables en la cadena productiva mediante usos permitidos, eficientes y sostenibles.

Para el Instituto Petroquímico Argentino, abordar la circularidad del plástico requiere cooperación, ciencia aplicada e innovación abierta. “Con esta alianza, el IPA® refuerza su función esencial como articulador multisectorial, conectando empresas, centros de investigación, expertos técnicos y cámaras sectoriales para acelerar la adopción de soluciones de innovación que impulsen la circularidad”, destacaron.

, Redaccion EconoJournal

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El Gobierno avanza con la eliminación de retenciones al petróleo convencional y firma nuevos acuerdos con Santa Cruz y Neuquén

El Jefe de Gabinete, Manuel Adorni, junto al ministro de Economía, Luis Caputo, y su par del Interior, Diego Santilli, encabezaron nuevos encuentros en el Palacio de Hacienda con los gobernadores de Santa Cruz, Claudio Vidal, y de Neuquén, Rolando Figueroa, en los que se suscribieron acuerdos para avanzar en la adecuación del esquema de derechos de exportación del crudo convencional. La medida permitirá preservar la actividad en las cuencas maduras, brindar previsibilidad a las inversiones y proteger el empleo.

Las actas de entendimiento firmadas replican el esquema iniciado días atrás con la provincia de Chubut y establecen un marco de esfuerzos compartidos entre Nación, provincias y empresas. Participaron también el secretario de Coordinación de Energía y Minería, Daniel González, y autoridades de la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH).

En este sentido, el Estado Nacional se compromete a adecuar el régimen de derechos de exportación avanzando en la quita de retenciones al crudo convencional; las provincias ratifican y profundizan sus políticas de acompañamiento mediante la revisión de regalías y cánones; y las empresas se comprometen a sostener la producción y los planes de inversión necesarios para garantizar la continuidad de la actividad.

De esta manera, las inversiones que se impulsen en este marco priorizarán proyectos destinados a incrementar la producción de hidrocarburos convencionales, reactivar equipos y pozos en cuencas maduras, mejorar la eficiencia operativa y sostener el nivel de empleo directo e indirecto asociado a la industria

El Gobierno Nacional continúa avanzando en la reducción de la carga impositiva sobre la producción y las exportaciones de energía, con el objetivo de aliviar al sector privado, promover nuevas inversiones y consolidar un crecimiento sostenido basado en reglas claras y previsibles.

La entrada El Gobierno avanza con la eliminación de retenciones al petróleo convencional y firma nuevos acuerdos con Santa Cruz y Neuquén se publicó primero en Energía Online.

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Reforma del mercado eléctrico: fundamentos del nuevo esquema, el rol de Cammesa y las claves para atraer inversiones

La reforma del sector eléctrico que impulsa el Gobierno abre un proceso de transición que podría redefinir el funcionamiento del sistema argentino en los próximos años. Juan Cruz Azzarri y Marcos Blanco, socios de MHR Abogados, en diálogo con EconoJournal, analizaron los fundamentos del nuevo esquema, el rol de Cammesa, las condiciones necesarias para atraer inversiones y las perspectivas hacia 2027.

Para Azzarri y Blanco, la Resolución 400/2025 implica “una señal positiva porque avanza sobre tres ejes centrales. El primero es la recuperación de un esquema marginalista y de mercado, tal como plantea la Ley 24.065, distorsionado desde la crisis de 2001. Esto implica retomar la lógica de competencia y eficiencia es muy positivo para el futuro del sector”.

Los abogados destacaron también que la reforma establece un período de transición hasta diciembre de 2028, en línea con la finalización del Plan Gas. “Esto muestra el compromiso del Gobierno de no romper los acuerdos asumidos”, puntualizaron.

Juan Cruz Azzarri y Marcos Blanco, socios de MHR Abogados, analizaron los cambios que introduce la reforma del mercado eléctrico.

“El tercer punto es el relativo a la asignación de costos a quien utilice el sistema y consuma energía. Esto resulta esencial, porque al trasladar al usuario los costos reales de la energía promueve el consumo racional y evita que el Estado tenga que asumir gastos excesivos que no le corresponde asumir”, remarcaron.

Reducción del rol de Cammesa

El Gobierno prevé que Cammesa deje de ser un actor comercial relevante y vuelva a concentrarse en el despacho del sistema. Para los socios de MHR Abogados, la medida es clave: “Dejar oferta y demanda en manos privadas evita precios artificiales e instrucciones regulatorias que afecten la competencia”, advirtieron.

Sin embargo, destacaron que Cammesa conservará un rol residual ya que “podrá convocar licitaciones de energía si se detecta escasez de generación y esta flexibilidad es positiva para el período de transición desde un mercado muy intervenido hacia uno más libre”.

Juan Cruz Azzarri, socio de MHR Abogados.

Condiciones para atraer inversiones

Para que la apertura del mercado derive en nuevos proyectos, los abogados señalaron dos frentes fundamentales. Por un lado, la normalización tarifaria y fortalecimiento de las distribuidoras ya que para Azzarri y Blanco “las empresas distribuidoras deben volver a ser agentes de crédito”. En ese sentido, propusieron mecanismos temporales que garanticen los pagos por la energía contratada en el Mercado a Término (MAT).

Por otro lado, consideraron que será importante impulsar la expansión del sistema de transporte puesto que advirtieron que “la red de transmisión requiere obras urgentes y un esquema de garantías que reduzca los riesgos para los inversores. Un modelo posible es replicar el esquema del RenovAr, adaptado a las necesidades actuales”.

“La Argentina aún presenta riesgos para el recupero de la inversión. Dar certezas es vital para atraer capital”, consideraron.

Escenario posible en 2027 y regulaciones pendientes

Con la reforma en marcha, el panorama hacia 2027 dependerá de medidas complementarias. Los especialistas señalaron tres temas clave: regulación definitiva del régimen tarifario, avance en obras de transmisión y redefinición del reconocimiento de potencia para renovables.

Sobre este último punto, consideraron que el sistema debería reconocer la disponibilidad de parques renovables, tal como ocurre en otros países, por ejemplo, Chile. “No es lo mismo tener un parque renovable listo para despachar que no tenerlo. Su reconocimiento sería muy positivo”, marcaron.

Marcos Blanco, socio de MHR Abogados.

Baterías y almacenamiento

Azzarri y Blanco celebraron la licitación AlmaGBA, destinada a reforzar nodos críticos del AMBA mediante sistemas de almacenamiento. “Es una iniciativa muy positiva y un caso de éxito que podría ser replicado por distribuidoras del interior para estabilizar sus redes e incluso evitar inversiones mayores”, destacaron.

“El uso de baterías permite: integrar renovables de forma más eficiente; almacenar excedentes y liberar energía en los picos de consumo; mitigar la intermitencia del recurso; optimizar la operación en tiempo real. Las baterías son esenciales para mejorar la flexibilidad y estabilidad del sistema”, subrayaron los especialistas.

Verano 2026: un sistema todavía vulnerable ante olas de calor

De cara al verano que se aproxima, los abogados advirtieron que podrían darse “situaciones de estrés en el sistema eléctrico según la temperatura. Las redes de distribución requieren inversiones y el proceso de normalización apenas comenzó”.

Aun así, Azzarri y Blanco aclararon que “si hay episodios no deseados, serán consecuencia de distorsiones del pasado, no de las medidas recientes. Se deben acelerar obras de transporte y distribución para apuntalar la capacidad del sistema frente a altas temperaturas”.

, Loana Tejero

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Se acerca un encuentro clave: líderes anticipan estrategias para diversificar portfolios de renovables y storage

Energía Estratégica realizará un encuentro virtual el próximo 9 de diciembre en donde se analizará cómo integrar ERNC, sistemas BESS, digitalización e innovaciones tecnologías para fortalecer la competitividad de los proyectos en Hispanoamérica de cara al 2026.

El mercado energético de América Latina se encuentra en una fase de evolución estratégica. Las empresas del sector enfrentan el reto de escalar proyectos, diversificar tecnologías y asegurar rentabilidad en un entorno caracterizado por nuevas regulaciones, alta competencia y aceleración tecnológica. En este contexto, adquirir visión de largo plazo e identificar oportunidades de integración se vuelve clave. A este análisis se sumarán ejecutivos de empresas líderes del sector como Ángela Castillo (Black & Veatch), Luis Contreras (Yingli), Luis Castillo (SolaX Power), Jorge Ospina (Solis), Claudio Loureiro (GCL), Andrés Pinilla (Risen) y Jorge Cernadas (Ventus).

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El evento gratuito «Estrategias para escalar y diversificar portafolios renovables y storage» se desarrollará en formato virtual y será impulsado por Energía Estratégica. Reunirá a tecnólogos, desarrolladores, generadoras renovables y EPCistas del sector con alcance internacional.

A partir de las 11 h Argentina – Uruguay – Chile – Brasil | 9 h Colombia – Perú – Panamá | 8 h México – Guatemala | 15 h España, referentes de alto nivel analizarán cómo pasar del desarrollo de proyectos individuales a portafolios consolidados, integrando el almacenamiento y la digitalización como vectores clave de valor.

El encuentro virtual comenzará con un panel de debate denominado “Del panel al portafolio: inversión, tecnología y ejecución en el nuevo ciclo renovable”, que pondrá el foco en la transición que vive el sector: del desarrollo de proyectos aislados a la estructuración de portafolios diversificados y financieramente viables. 

En un entorno de transformación regulatoria y competitividad creciente, se vuelve crucial entender cómo articular inversión, tecnología y ejecución eficiente en esta nueva fase del mercado.

Empresas y players de referencia del ecosistema renovable compartirán visiones estratégicas y casos concretos sobre cómo optimizar CAPEX y OPEX, acelerar tiempos de desarrollo y garantizar retornos sostenibles en portfolios multi-tecnología. Por lo que la ejecución integrada y la estandarización de procesos serán temas centrales en este panel.

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También se llevará a cabo un keynote destacado junto a SolaX Power, compañía que acelera su expansión en Latinoamérica y que se prepara para materializar sus primeros proyectos en generación centralizada o centrales híbridas (generación + almacenamiento) en los próximos años, con iniciativas iniciales de 10 a 20 MW. 

Seguidamente se concretará el segundo bloque de la jornada, bajo la premisa “Innovación en eólica, solar y almacenamiento como ejes para acelerar la diversificación de la matriz”, que explorará cómo la adopción de nuevas herramientas digitales, la eficiencia de los sistemas de baterías y la evolución en las curvas de costos permiten ampliar y diversificar los portafolios, al tiempo que se fortalece la resiliencia de la matriz energética.

Los panelistas abordarán cómo combinar estas tecnologías en proyectos de generación renovable, sistemas stand-alone o parques híbridos, con el foco puesto en criterios técnicos esenciales para la toma de decisiones de diversificación, y en cómo anticiparse a la evolución del mercado eléctrico regional. 

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Mientras que el último “Camino a FES Iberia: Perspectivas de inversión de las energías renovables”, se presenta como una antesala estratégica para el encuentro Future Energy Summit (FES) Iberia, que se celebrará el próximo 12 de febrero en Madrid, España, y que marcará el inicio de la gira 2026 de FES, con presencia confirmada en nueve destinos estratégicos a lo largo del próximo año.

Durante el debate se abordarán perspectivas de inversión renovable en un escenario de expansión internacional, con foco en las sinergias entre América Latina y Europa. Además, se analizarán flujos de capital, condiciones regulatorias y novedosas iniciativas que se preparan y que podrían potenciar nuevos portafolios renovables y de storage. 

Esta iniciativa reafirma el propósito de Energía Estratégica y Future Energy Summit de fortalecer el diálogo regional, promover la innovación tecnológica y generar espacios de articulación público-privada en torno a los desafíos y oportunidades de la transición energética.

Y con la participación de las empresas más relevantes del sector, autoridades y referentes técnicos, este encuentro se posiciona como un encuentro virtual crucial para Hispanoamérica, orientado al análisis estratégico del mercado renovable y la construcción de agendas de inversión hacia el corto, mediano y largo plazo.

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Puerto Rico impulsa la planta virtual de baterías más grande de América Latina

Puerto Rico se está consolidando como líder regional en almacenamiento energético distribuido, con un modelo de participación ciudadana y escalabilidad técnica que ya muestra resultados. El programa CBES+ (Customer Battery Energy Sharing) integra a 81.000 hogares que comparten la energía almacenada en sus baterías con toda la red, reduciendo el riesgo de apagones nocturnos. Se trata de la primera planta virtual de baterías «detrás del metro» de América Latina y el Caribe, con un potencial de crecimiento que podría duplicar su escala actual en el corto plazo.

En total, se estima que ya hay más de 185.000 baterías residenciales en funcionamiento en la isla, con características técnicas que alcanzan los 13 kWh de energía disponible y 5 kW de capacidad de descarga sostenida. Estos sistemas no solo garantizan autonomía para sus propietarios, sino que permiten generar estabilidad a toda la red eléctrica puertorriqueña.

La expansión del programa es técnicamente viable y políticamente respaldada. Desde la Solar + Energy Storage Association of Puerto Rico (SESA), su Chief Policy Officer, Javier Rúa-Jovet, aseguró que el sistema “le evita apagones nocturnos a todos los puertorriqueños” y confirmó que “podemos expandirlo a otras 80.000 residencias nuevas” sin dificultad operativa.

Este avance se apoya en una curva sostenida de adopción de energía solar distribuida. Puerto Rico ya alcanzó más de 1,3 GW instalados en sistemas residenciales y comerciales.

Se espera que la tendencia continúe en 2026 y en los años posteriores, con la incorporación mensual de más de 3.000 sistemas solares de al menos 6 kW, la mayoría acompañados de baterías. De mantenerse ese ritmo, se sumarían unos 300 MW nuevos de solar por año, con una proyección acumulada de más de 3 GW de almacenamiento instalado hacia 2029.

En paralelo al desarrollo técnico, el escenario regulatorio también marca el rumbo. La política de medición neta —base económica del ecosistema solar distribuido— está siendo defendida judicialmente por el Senado de Puerto Rico frente a una impugnación promovida por la Junta de Supervisión Fiscal ante el Tribunal Federal.

Rúa-Jovet calificó esta herramienta como “la espina dorsal de la industria de generación distribuida solar”, por su impacto en sistemas que van desde menos de 1 kW hasta los 5 MW, y remarcó que su defensa legal será sostenida hasta su vigencia establecida por ley, en 2030.

Una mirada regional e internacional

Más allá del plano local, Rúa-Jovet planteó una visión crítica sobre la falta de avances reales en la agenda climática global. Para él, la COP30 fue una muestra de retroceso en términos de liderazgo en renovables.

“COP30 fue un triunfo para China y un desastre para Estados Unidos, nación que ha cedido de forma desconcertante el liderato en renovables a la ascendente superpotencia de la dictadura china”, sostuvo.

En su opinión, el evento no logró abordar con claridad lo que define como el problema central y existencial de esta era: eliminar las emisiones de los sectores energético y de transporte.

Mientras el mundo discute grandes estrategias, Puerto Rico ejecuta soluciones concretas. CBES+ es un caso testigo de cómo la innovación tecnológica, la regulación efectiva y la participación ciudadana pueden converger en un modelo energético resiliente. La isla no solo mejora su seguridad energética, sino que se perfila como referente en la región y, potencialmente, en el mundo, con una de las plantas virtuales de baterías de mayor capacidad operativa proyectada.

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NextPower inicia una nueva etapa en LATAM con una oferta integral de soluciones y más de 24 GW entregados en la región

La histórica firma Nextracker dio paso recientemente a NextPower, en una apuesta estratégica que busca responder a los desafíos actuales del mercado energético con una oferta integral de soluciones solares. El rebranding fue presentado por Gonzalo Gallardo, Sales Manager Latin America, durante su participación en el Future Energy Summit Southern Cone 2025, realizado en Santiago de Chile.

“Estamos migrando ya a una plataforma más completa que no solamente ofrece tracker, sino también elementos de electrical balance of systems, fundaciones, robótica y otras soluciones”, manifestó Gallardo al explicar el alcance del rebranding. El ejecutivo remarcó que la decisión se tomó para reflejar el nuevo posicionamiento de la compañía como proveedor integral en la región.

La propuesta de NextPower apunta a resolver de forma concreta algunos de los principales obstáculos de la transición energética en Chile y el Cono Sur, como la congestión en la red de transmisión.

 “La permisología es compleja y la construcción de líneas es lenta, por lo que la solución evidente a corto y mediano plazo es el almacenamiento”, destacó el ejecutivo.

La empresa identifica una expansión acelerada de proyectos híbridos con baterías en el norte de Chile, impulsada por la necesidad de mitigar los cuellos de botella en la transmisión. Frente a esta realidad, NextPower busca contribuir con su capacidad de fabricación y una estructura de precios que “haga viables este tipo de desarrollos”, según indicó Gallardo.

NextPower adapta su tecnología a las condiciones topográficas y geográficas más exigentes del territorio. En el sur, por ejemplo, los terrenos con vegetación y ondulaciones son desafiantes para las estructuras tradicionales. Allí entra en juego el Tracker XTR, “flexible para mitigar estos movimientos de tierra o directamente llevar a cero ese riesgo de construcción”.

En tanto, en el norte de Chile, la empresa ofrece soluciones específicas para suelos con alta corrosión o rocosos, donde el diseño y la ingeniería se vuelven decisivos para garantizar viabilidad técnica y costos competitivos. La compañía cuenta con un equipo técnico con más de una década de experiencia local, lo que ha permitido consolidar una relación de confianza con sus clientes. 

Casi el 80% del revenue de NextPower proviene de clientes recurrentes”, afirmó el ejecutivo, destacando la fidelidad en la región.

La confiabilidad del producto también se apoya en sus características técnicas: “Nuestra estructura es 100% remachada, casi sin necesidad de mantenimiento”, indicó el ejecutivo. 

A esto se suman las innovaciones en software y diseño, como TrueCapture, una solución de tuning específico que permite maximizar el rendimiento anual de cada planta, y Microtilt, una modificación que orienta los módulos ligeramente hacia el norte, ideal para proyectos ubicados en latitudes medias.

A nivel de mercado, la firma suma más de 24 GW entregados en Latinoamérica, de los cuales 3,5 GW corresponden solo a Chile. Gallardo aseguró que son el “proveedor número uno a nivel local en términos de volumen”. 

La experiencia en Chile tiene raíces profundas: el primer proyecto internacional de la firma fuera de Estados Unidos fue en el país andino, lo que ha cimentado su conocimiento del mercado y la normativa local.

Gallardo concluyó con una mirada de largo plazo: “Creemos que también está el valor en certificar la reducción de emisiones, no solo en la operación, sino también en la fabricación y construcción del equipamiento”. Esta visión refuerza el compromiso de NextPower con una transición energética integral, sustentable y técnicamente viable para el Cono Sur.

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El Estado Nacional recibió ofertas por USD 685 millones por las represas del Comahue

En un paso más para avanzar con la privatización de los complejos hidroeléctricos del Comahue, el Estado Nacional realizó hoy la apertura de las ofertas económicas correspondientes al proceso de adjudicación para la gestión privada de las represas del Comahue. En total, ocho empresas presentaron propuestas que, sumando las mejores ofertas para cada una de las concesiones, garantizan un ingreso mínimo de USD 684 millones para el Estado en esta etapa.

La revisión técnica ya fue completada y, conforme al pliego, solo en la concesión de Cerros Colorados habrá instancia de mejora de ofertas. En las restantes tres represas —Alicurá, El Chocón y Piedra del Águila— el monto mínimo ya quedó asegurado a partir de las propuestas económicas recibidas.

Los futuros concesionarios, además, estarán obligados a ejecutar todas las inversiones, obras y reformas de infraestructura necesarias para garantizar la operación segura, eficiente y sostenible de los complejos hidroeléctricos, tal como establece el pliego.

La amplia participación empresaria confirma el fuerte interés del sector privado en operar y modernizar uno de los complejos hidroeléctricos más relevantes del país, en un proceso competitivo, transparente y orientado a maximizar el valor de los activos públicos.

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SolisStorage lanza EverCore en Chile: Un hito estratégico mientras el país lidera la transición de almacenamiento en LATAM

Chile se ha consolidado como uno de los mercados más avanzados de América Latina en integración de energías renovables, impulsado por ambiciosas metas de descarbonización, un sólido respaldo regulatorio y la rápida expansión de proyectos solares comerciales e industriales (C&I). A medida que las empresas del país enfrentaron el aumento de costos energéticos, la necesidad de una mayor resiliencia operativa y una creciente variabilidad en la red, Chile se posicionó como un centro regional para el despliegue e innovación en sistemas de almacenamiento de energía.

En este contexto, SolisStorage —líder global en soluciones de almacenamiento de energía— seleccionó a Chile como el primer país en América Latina para presentar su nuevo portafolio de almacenamiento C&I. Esta decisión estratégica respondió directamente a la creciente demanda del país por sistemas de almacenamiento robustos, escalables e inteligentes. El lanzamiento de la plataforma SolisStorage EverCore llegó “en el momento justo” para respaldar operaciones industriales, estrategias de peak-shaving y necesidades de respaldo energético.

El lanzamiento oficial de EverCore, el primer sistema de almacenamiento C&I totalmente integrado de SolisStorage, se llevó a cabo durante un evento exclusivo en Santiago el 25 de noviembre de 2025. El evento fue un rotundo éxito, y la nueva solución fue ampliamente elogiada y recibida con gran entusiasmo por clientes, socios e invitados especiales.

 

SolisStorage presentó EverCore: su primer sistema de almacenamiento C&I todo en uno

EverCore integra en un solo equipo —ensamblado en fábrica y listo para instalar— un inversor híbrido, un sistema de baterías y un avanzado sistema de gestión energética (EMS). Su despliegue inició con dos configuraciones principales:

  • 100/120 kWh emparejados con el inversor híbrido SolisStorage 50/60 kW
  • 261 kWh emparejados con el inversor híbrido SolisStorage 125 kW

Este hito marcó la expansión de SolisStorage más allá de la fabricación de inversores, hacia soluciones completas de almacenamiento diseñadas específicamente para aplicaciones comerciales e industriales.

Una arquitectura unificada diseñada para los desafíos energéticos de Latinoamérica

EverCore combina MPPT, PCS, STS y EMS en un sistema integrado y totalmente probado. Con una clasificación IP66, está diseñado para ofrecer durabilidad en entornos exigentes—desde zonas mineras en el norte hasta polos industriales en todo el país.

La creciente demanda de almacenamiento behind-the-meter en Chile se alineó perfectamente con la arquitectura modular de EverCore, capaz de escalar hasta 1.25 MW / 15.66 MWh, ideal para instalaciones que requieren resiliencia, continuidad operativa y optimización energética.

Características técnicas destacadas

  • Conmutación red/fuera de red en menos de 10 ms para proteger cargas críticas
  • Celdas LFP de 314 Ah con arquitectura de seguridad multinivel
  • Sistema de enfriamiento por aire patentado que elimina necesidades de refrigeración líquida
  • Sobredimensionamiento FV de y entradas de 21 A por string
  • 160% de sobrecarga durante 200 ms en operación fuera de red
  • EMS con IA integrada, preparación para VPP y optimización tarifaria
  • Monitoreo y control remoto completos mediante SolisCloud

Un punto de inflexión en la estrategia de SolisStorage para LATAM

“EverCore representó una evolución decisiva para SolisStorage: de ser un fabricante de inversores a convertirse en un proveedor integral de soluciones energéticas”, afirmó Sergio Rodríguez, Director de Tecnología (CTO) de SolisStorage LATAM. “Chile fue el país ideal para presentar esta nueva etapa. Su ecosistema renovable avanzado, la alta demanda C&I y sus políticas energéticas de vanguardia crearon el entorno perfecto para que EverCore prosperara”.

Rodríguez destacó que el portafolio C&I de SolisStorage se convertirá en un pilar fundamental de la estrategia de crecimiento en Latinoamérica, con Chile liderando la adopción regional de tecnologías avanzadas de almacenamiento comercial e industrial.

Impulsando resiliencia e independencia energética en Chile y más allá

A medida que Chile avanzó hacia una matriz energética más limpia y flexible, EverCore posicionó a SolisStorage como un aliado clave para que los sectores industrial y comercial alcancen independencia energética, optimización de costos y mayor resiliencia operativa.

Acerca de SolisStorage

SolisStorage es un líder global en soluciones de almacenamiento de energía, ofreciendo sistemas eficientes, inteligentes y confiables diseñados para cubrir las diversas necesidades de clientes en todo el mundo. Comprometido con la innovación tecnológica y una experiencia de usuario excepcional, SolisStorage desarrolla productos con larga vida útil, altos estándares de seguridad y una adaptación flexible a múltiples aplicaciones. Impulsado por su misión de acelerar la transición mundial hacia la energía limpia, SolisStorage continúa ampliando los límites tecnológicos del almacenamiento energético. Mediante innovación constante y calidad intransigente, la empresa busca ser una fuerza clave en la construcción de un futuro más sostenible y verde para Latinoamérica y el mundo.

Más información en www.solisinverters.com y redes sociales de Solis LATAM.

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Innovación y oportunidad: qué traerá diciembre para la fotovoltaica en LATAM y cómo APsystems se prepara para liderar la transición

El cierre de 2025 llega con señales claras: el almacenamiento deja de ser opcional y la digitalización (IA + IoT) está empezando a transformar la operación y el servicio postventa. Para instaladores y distribuidores esto significa más oportunidades comerciales, mayor demanda de soluciones integradas y la necesidad de actualizar competencias técnicas. En este artículo resumimos las tendencias más relevantes, cómo APsystems las está incorporando en sus productos y servicios, y qué eventos y capacitaciones deberías tener en tu radar para arrancar 2026 con ventaja competitiva.

  1. Tendencias tecnológicas que marcan 2026 (y cómo aplicarlas hoy)
  • Almacenamiento integrado y gestión inteligente: APsystems responde con soluciones AC-coupled como el PCS-ELS 11.4K —11.4 kVA nominales (pico de respaldo ~17,1 kVA), eficiencia alta (≈95,6%) y montaje exterior (IP65) pensadas para integrarse fácilmente a instalaciones existentes sin reconfigurar el lado DC.
  • Microinversores de alta potencia para redes trifásicas: la tendencia a usar paneles > 500 W exige electrónica capaz de extraer su máximo, además de la necesidad para monitorear a detalle las instalaciones. El QT2 de APsystems (microinversor quad nativo trifásico) conecta hasta 4 módulos por unidad (compatibles con paneles de ~670 W) y ofrece ~2 kVA por dispositivo con eficiencias pico cercanas al 97%, ideal para techos comerciales e industriales con conexión trifásica.
  • IA e IoT para operación y mantenimiento: las plataformas que combinan telemetría, detección temprana de fallas y pronóstico de generación reducen costos operativos. APsystems EMA y herramientas como APdesigner ya facilitan diseño y monitoreo; el siguiente paso es incorporar analítica predictiva para aumentar uptime y acelerar diagnósticos remotos.
  • Materiales y módulos de mayor rendimiento: los avances en bifacialidad anuncian módulos más eficientes que cambian la ecuación económica por kW instalado. Esto hace que la electrónica microinversores e inversores tenga que estar preparada para manejar mayor potencia de módulo por circuito.
  1. Lo que esto significa para distribuidores e instaladores
  • Ventaja competitiva: ofrecer sistemas PV + almacenamiento con microinversores nativos trifásicos y un inversor de respaldo integrado reduce tiempos de instalación, minimiza riesgos de incompatibilidad y mejora la producción energética en condiciones de sombreados parciales.
  • Mayor ticket promedio y nuevos nichos: soluciones comerciales con QT2 y PCS-ELS abren ventas a pymes, industrias y proyectos de autoconsumo mayor de 50 kW que buscan resiliencia y optimización tarifaria.
  • Menores costos operativos: la combinación de microinversores y monitoreo en la nube reduce visitas innecesarias; la detección remota acelera RMA y soporte técnico.
  • Formación = diferenciador: certificarse en APstorage y dominar la plataforma EMA acelera la adopción y genera confianza en clientes finales.
  1. Oportunidades de mercado y agenda regional

LATAM sigue ofreciendo ventanas claras para crecimiento: programas de incentivos residenciales y subastas para renovables en varios países; además, grandes proyectos mantienen la demanda de equipos fiables y soporte local. Para capturar esos contratos conviene:

  1. Certificar equipos y personal.
  2. Documentar casos de éxito con medidas de producción reales.
  3. Ofrecer paquetes llave en mano PV + almacenamiento + monitoreo.

Eventos recientes y próximos (que no perderse): APsystems participó activamente en ExpoSolar Colombia y RE+ México en 2025,  lanzamos capacitaciones, certificaciones para tu correcta formación. Además, anunciaremos más talleres y certificaciones a inicios de 2026.

  • Capacitaciones online: webinars técnicos, configuración EMA, diseño con APdesigner y buenas prácticas de instalación. 

Inscripción y fechas en el portal regional APsystems.

Entrenamientos de APsystems – APsystems LATAM

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  1. Recomendaciones prácticas para proyectos de Diciembre/Enero
  • Prioriza acoplamiento AC (cuando se trate de retrofit) para reducir costos y riesgos. PCS-ELS 11.4K es una opción óptima para integrar almacenamiento a instalaciones ya existentes.
  • En instalaciones trifásicas comerciales, evalúa QT2 por su eficiencia, balance de fases nativo y facilidad de puesta en marcha.
  • Explota el monitoreo y el reporting: ofrece a tus clientes reportes mensuales de generación y ahorro; esto aumenta retención y abre contratos de mantenimiento.
  • Certifica a tu equipo: los instaladores certificados APsystems reciben prioridad en soporte y acceso a promociones comerciales.

🎄 Felices fiestas les desea APsystems

Al cerrar un año de crecimiento y grandes proyectos en la industria solar, queremos agradecer a todos los instaladores, distribuidores y aliados que forman parte de nuestra comunidad.
Que esta temporada decembrina esté llena de energía positiva, nuevos retos y oportunidades que iluminen un 2026 extraordinario.

¡Felices fiestas y gracias por acompañarnos en la transición energética de Latinoamérica!

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BYD alcanza el hito de 10.000 autos producidos en su fábrica de Camaçari, Bahía

BYD Auto Brasil alcanzó el hito de 10.000 autos producidos en su fábrica de Camaçari (BA). El logro llega apenas unas semanas después de la inauguración oficial del complejo industrial el pasado 9 de octubre. En el sitio ya se producen tres modelos: BYD Dolphin Mini, BYD King y BYD Song Pro.

A comienzos de noviembre, la empresa inició un segundo turno de producción en la fábrica, con 120 empleados trabajando durante la noche. La medida marca una nueva fase de expansión y refuerza el compromiso de la compañía con aumentar la producción y generar empleo en la región.

El complejo industrial de Camaçari tiene capacidad para producir 150.000 vehículos al año en su primera fase, y 300.000 en una etapa posterior. Durante la inauguración de la fábrica, el fundador y CEO de BYD, Wang Chuanfu, anunció al presidente de Brasil, Luiz Inácio Lula da Silva, que duplicaría la meta. Una vez que la planta opere a plena capacidad, la producción alcanzará 600.000 vehículos por año.

«La producción de 10.000 vehículos marca un momento histórico para nuestra compañía. Este resultado es fruto de la dedicación de cada colaborador, de nuestro compromiso con la calidad y de la confianza que nuestros clientes depositan en la marca. En tan poco tiempo hemos demostrado nuestra capacidad productiva, tecnología y eficiencia industrial. Seguimos comprometidos con impulsar la movilidad sostenible en el país y contribuir al desarrollo económico de la región», señaló Tyler Li, presidente de BYD en Brasil.

LÍDER EN VENTAS

La fábrica de Camaçari es el mayor complejo de manufactura de BYD fuera de China y opera a gran velocidad en la producción de vehículos y su entrega a concesionarios en todas las regiones de Brasil del país. Desde el inicio de sus operaciones en Brasil, hace poco más de tres años, BYD ha registrado más de 100.000 vehículos 100% eléctricos en todo el territorio nacional y hoy lidera el ranking de BEVs, vendiendo más de siete veces que la marca ubicada en segundo lugar. Según datos de Fenabrave (Federación Nacional de Distribución de Vehículos Automotores), el volumen de ventas de la compañía es casi tres veces la suma total de todos los competidores ubicados entre el segundo y el décimo puesto.

«Cada auto eléctrico BYD en circulación representa menos emisiones, más tecnología y una nueva mentalidad de consumo consciente. Pero el impacto va aún más lejos: estamos transformando la forma en que los brasileños se relacionan con la movilidad. La creciente presencia de vehículos eléctricos demuestra que el país está preparado para una nueva era en la que la innovación, la sostenibilidad y la eficiencia avanzan de la mano. Este es solo el comienzo de un cambio estructural en el mercado automotriz brasileño, y BYD se enorgullece de liderar esta transición», señaló Alexandre Baldy, vicepresidente senior de BYD Brasil y director de Marketing y Ventas de BYD Auto Brazil.

La marca cuenta con más de 200 concesionarios en operación en todos los estados del país y alcanzará los 250 en los próximos meses.

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Para calcular regalías, Neuquén empieza a definir si fijará un precio de referencia del gas destinado a la exportación de GNL

La gobernación de Neuquén evalúa fijar un valor de referencia del gas en boca de pozo destinado a la exportación de GNL para calcular la liquidación de regalías. El objetivo es evitar que las empresas integradas vendan el gas en boca de pozo a bajo precio y luego terminen exportando ese mismo gas a un valor sustancialmente mayor. Si se decide avanzar, se abrirá un debate con la industria sobre cuál debe ser ese precio para que no afecte los niveles de inversión.

La Ley Bases flexibilizó el tope de un 12% sobre las regalías que pueden cobrar las provincias sobre la producción de hidrocarburos en Vaca Muerta. Por lo tanto, desde el año pasado Neuquén está habilitada a fijar el valor que considere pertinente y a fijar nuevos instrumentos recaudatorios que vayan en esa dirección. Desde el punto de vista legal, no tendría ninguna limitación para hacerlo, aunque el gobernador Rolando Figueroa aún no decidió si quiere avanzar en esa dirección.

Antecedente

Lo que comenzó como un proyecto en soledad del diputado de Unión por la Patria y ex secretario de Energía de la Nación, Darío Martínez, el año pasado, se movió ahora a los despachos de Figueroa, donde se analiza bajo cierto hermetismo.

El proyecto de Martínez ingresó a la Legislatura en diciembre del 2024 y se debatió por primera y única vez en la comisión de Hidrocarburos en marzo de este año. En ese momento, el legislador planteó que las empresas interesadas en los proyectos de GNL como YPF pretenden fijar el valor del gas en boca de pozo en el orden de los 1,80 dólares MMBtu para que el proyecto resulte rentable, lo que estaría por debajo de los 3,5 dólares que se utilizan en la actualidad como referencia para el cobro de regalías (la cifra surge del valor promedio de los contratos de Plan Gas que expiran en 2028).

De esa reunión salió un pedido de opinión al ministro de Energía provincial, Gustavo Medele, cuya respuesta nunca llegó.

El planteo de Martínez es que las empresas concesionarias de estos proyectos estarán “de ambos lados del mostrador” y que podrán facturarse el gas que se produce en Vaca Muerta “a un precio ínfimo”, inferior al que actualmente tiene en el mercado interno y al que se exporta a Chile.

El gobernador Figueroa quiere dinamizar las inversiones en infraestructura en la provincia.

“Y este tipo de maniobra o asiento contable tiene justamente su objeto en pagar la menor cantidad de regalías posible porque, a menor precio de venta denunciado, se pagarán menores montos de regalías e Ingresos Brutos a Neuquén”, sostuvo.

Martínez volvió a pedir por su proyecto este mes cuando el ministro de Economía de la provincia, Guillermo Koenig, asistió a la Legislatura a exponer el Presupuesto 2026. El diputado recibió apoyo de uno de los principales armadores del MPN, Claudio Domínguez, y el funcionario reconoció en esa reunión que es un tema está en evaluación en el gobierno.

Según pudo saber EconoJournal, hay conversaciones entre el Ejecutivo y las empresas, particularmente YPF, aunque desde el gobierno evitaron anticipar cuáles son las alternativas sobre la mesa.

Dos formas de calcular

En la bancada del MPN, que funciona como aliado de Rolando Figueroa en la Legislatura, evaluaron que es una discusión para dar el año que viene, aunque en el bloque oficialista no se mostraron tan abiertos a negociar una ley, salvo que haya un pedido expreso del gobernador.

La idea no es ponerle un precio al gas. Si quieren, pueden regalarlo. Pero las regalías las van a tener que liquidar con un valor de referencia”, reveló uno de los armadores de la bancada emepenista, quien entendió que, en el caso de YPF, “va a ser el mismo el que produce, lo transporta y lo vende en el barco” y ahí es donde se puede generar una “trampa”.

En esta propuesta, el parámetro se fijaría en función del precio del gas domiciliario, pudiendo ser el de los proyectos de GNL o de exportación a Brasil hasta un 20% inferior. Una suerte de “tope” que les impida a las empresas, por ejemplo, comprar el gas neuquino a 1,75 dólares o menos para que cierren los márgenes de rentabilidad.

El proyecto de Darío Martínez, por su parte, propone que el precio de referencia para la liquidación de regalías se calcule en función del “precio promedio del último trienio de venta del gas al mercado interno y al externo como exportación, cuando este sea mayor que el precio del mercado interno”.

En el despacho del legislador estimaron que, con los planes anticipados por YPF para el primer barco licuefactor del proyecto Argentina LNG, con capacidad para procesar unos 30 millones de m3 día, la Provincia podría recaudar anualmente unos 166 millones de dólares si el precio del gas neuquino se mantuviera cercano a los 3,5 dólares MMBtu, que es el actual promedio.

Pero si el precio del gas para el proyecto de GNL se estableciera en 1,75 el MMBtu, la recaudación anual de regalías caería a 83 millones de dólares. En caso de incorporar un segundo barco, los números se duplicarían.

El gobierno de Neuquén proyectó un cálculo de regalías para todo el 2026 de unos 480 millones de dólares, con un precio proyectado en 2,94 dólares el MMBtu, lo que todavía no incluye las exportaciones de GNL, que se prevén recién para el 2027.

, Por Andrea Durán (desde Neuquén)

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“La apertura inteligente requiere política industrial”

Paolo Rocca envió al gobierno un mensaje directo: reclamó una política industrial que proteja a las manufacturas locales de la sobrecapacidad china y de prácticas comerciales que considera desleales. Estados Unidos, por su parte, presiona para contener la expansión económica de Beijing en la región y reclama a la Argentina que limite su dependencia del gigante asiático. Sin embargo, el gobierno de Javier Milei sostiene un alineamiento político explícito con Donald Trump mientras, en los hechos, habilita una apertura económica que facilita la penetración china: se multiplican las importaciones de bienes industriales, los proyectos mineros y energéticos con capitales de Beijing, y hasta llegan fábricas completas y flotas de colectivos producidas en tiempo récord. Así se configura una paradoja: un discurso geopolítico proestadounidense convive con una estructura económica que se vuelve cada vez más dependiente de China y con un empresariado nacional que reclama protección frente a esa misma competencia.

En las últimas décadas, Estados Unidos mostró un repliegue sostenido de su presencia estratégica en América Latina, desplazando su atención hacia otras prioridades globales. La competencia con China en el Indo-Pacífico, las tensiones con Rusia en Europa del Este y los desafíos internos —polarización política, crisis migratoria y caída de la producción industrial— consumieron gran parte de su energía diplomática, militar y económica.

Ese escenario bajó el nivel de interlocución política con América latina y con ello, el de cooperación en seguridad y financiamiento que caracterizó la relación desde la posguerra hasta los años noventa. Ese vaciamiento fue aprovechado por nuevos actores, con China a la cabeza, que ampliaron su influencia a través de créditos, infraestructura, inversión directa y comercio. 

No obstante, Washington comenzó a ensayar una estrategia de retorno hacia América Latina, impulsada por el reconocimiento de que su repliegue abrió espacios a China y en menor medida a Rusia, en sectores críticos como energía, infraestructura, tecnología y recursos minerales.

Pero una rápida mirada sobre las formas diplomáticas de la Unión, revela que si bien busca recomponer vínculos lo hace con las mismas fórmulas del pasado: financiamiento selectivo, relanzamiento de acuerdos de cooperación, incentivos para relocalizar cadenas de suministro y una diplomacia más activa en foros regionales. La región vuelve a aparecer como un componente clave de la seguridad económica y geopolítica de Estados Unidos, tanto por su proximidad territorial como por su peso en la provisión de minerales estratégicos, alimentos y energía.

Los indicios sugieren que este intento de recuperación, sin embargo, no se articula como un regreso al viejo modelo de influencia unilateral, sino como una competencia por aliados en un entorno mucho más plural. Estados Unidos procura mostrarse como socio confiable, ofreciendo estabilidad institucional, inversiones con estándares ambientales y laborales más altos, y cooperación tecnológica.

Aun así, las naciones latinoamericanas se mueven con pragmatismo: aceptan el renovado interés de Washington, pero sin renunciar a la diversificación que han construido en las últimas décadas. Para que la recuperación sea duradera, Estados Unidos deberá sostener una presencia constante y ofrecer beneficios concretos, evitando las oscilaciones que caracterizaron su política hacia la región en el pasado reciente.

Contradicción

El avance de China sobre la economía argentina se acelera incluso mientras Milei reafirma su alineamiento con Washington. Las cifras muestran una realidad difícil de disimular: las importaciones desde el gigante asiático crecieron 66% en un año y ya representan casi una cuarta parte de todo lo que compra Argentina al exterior. Fábricas completas desembarcan en puertos locales y conglomerados chinos amplían su presencia en minería y energía, aprovechando precios con los que la industria nacional no puede competir.

Mientras en Washington intentan frenar la expansión asiática, la diplomacia y el capital chino se mueven con precisión quirúrgica. Shandong —la segunda provincia más poblada del país— afianza negocios en minería y tecnología, y multiplica contactos con empresas locales. El contraste es evidente: mientras Estados Unidos ofrece alineamientos políticos -e impone aranceles para protección de su industria- China despliega inversiones, financiamiento y bienes tres veces más baratos.

En este contexto, la Argentina navega una paradoja cada vez más marcada: un discurso oficial volcado hacia Trump y un aparato productivo que se desindustrializa en los hechos y se vuelve más dependiente del músculo económico de Beijing.

En este nuevo escenario, los Estados Unidos vuelven a mirar hacia los recursos naturales latinoamericanos como activos estratégicos para su seguridad energética y tecnológica. El petróleo, en particular, recupera centralidad por la necesidad de garantizar suministros estables en un entorno global volátil y marcado por conflictos en Medio Oriente y tensiones con Rusia. Países como Brasil, Guyana, Argentina y Venezuela —cada uno con realidades políticas diferentes— se vuelven piezas clave de un mapa donde Washington busca asegurar inversiones, contratos de explotación y cadenas de transporte confiables. A esto se suma el interés por minerales críticos —litio, cobre, níquel— indispensables para la transición energética y la manufactura de tecnologías avanzadas, lo que convierte a la región en un espacio que Estados Unidos ya no puede permitirse ignorar.

Vale recordar que la retirada de Petronas del proyecto de GNL con YPF según la versión oficial, se debió a la modificación arbitraria por parte del Estado de la locación del proyecto, pero resulta difícil ignorar que, en un sector donde la energía se entrelaza con el poder global, las decisiones de esta magnitud surjan de una mezquina interna política .

La posibilidad de que parte del gas argentino terminara abasteciendo a China introduce un elemento geopolítico sensible: no sería extraño que el Departamento de >E<stado ejerciera presiones discretas para evitar el surgimiento de un nuevo proveedor fuera de su órbita de influencia.

Ante esta renovada atención, los gobiernos de América del Sur adoptan posiciones diversas, guiadas por una mezcla de pragmatismo económico y cálculo político. Algunas administraciones buscan un alineamiento explícito con Washington, esperando atraer capitales y obtener respaldo financiero en un contexto de fragilidad macroeconómica; otras procuran equilibrar su relación con Estados Unidos sin romper los lazos construidos con China, que sigue siendo un socio comercial determinante. El resultado es un tablero heterogéneo, donde las alineaciones no responden a ideologías rígidas sino a oportunidades concretas: acceso a inversiones, financiamiento de infraestructura, ventajas en el comercio energético y, en el caso del petróleo, la posibilidad de convertirse en proveedores estratégicos para un mercado que vuelve a disputarse con intensidad.

Expansión

La gravitación de China en la economía argentina no deja de expandirse, aun frente a las promesas de Milei a la administración Trump. Mientras el secretario del Tesoro estadounidense, Scott Bessent, intenta frenar el avance del gigante asiático, la presencia china se afirma con una combinación de precios inalcanzables y una oferta industrial difícil de igualar.

Un ejemplo ilustra la tendencia: llegaron a la Patagonia los caños sin costura fabricados en China para el gasoducto que se construirá en Río Negro. Su valor es tres veces menor que el de los tubos producidos por Techint, razón suficiente para explicar la creciente irritación de Paolo Rocca.

Las cifras confirman el fenómeno. En los primeros nueve meses de 2025, la Argentina importó bienes chinos por más de US$ 13.091 millones, un incremento del 66% respecto del mismo período del año previo. En paralelo, China ya provee más de una quinta parte de todas las compras externas del país: entre enero y septiembre de 2025 aportó el 23% del total importado, de acuerdo con datos de la Cancillería argentina.

El intercambio bilateral, sin embargo, es profundamente asimétrico. En esos nueve meses, el déficit comercial con China ascendió a US$ 6.572 millones.

Hubo incluso episodios que pasaron casi inadvertidos. Un día después del anuncio del nuevo marco de cooperación entre Estados Unidos y la Argentina, se realizó en un hotel de lujo de Puerto Madero la “Conferencia de Intercambio Económico y Comercial Argentina–Shandong”. Con 102 millones de habitantes, Shandong es la segunda provincia más poblada de China y acumula proyectos de peso en el país desde hace años. En 2017, Shandong Gold Group adquirió el 50% del proyecto Veladero en San Juan; y hace apenas dos semanas obtuvo la adjudicación de las áreas Del Carmen y Jaguelito en la misma provincia, gobernada por Marcelo Orrego. A la reunión asistieron el vicegobernador Zhang Haibo, representantes de laboratorios locales y directivos de empresas del sector cerealero y del agronegocio.

La penetración industrial china también se percibe en la escala menor. En Sauce Viejo, Santa Fe, una empresa alimenticia decidió importar cinco contenedores que contenían una fábrica íntegra, prefabricada y ensamblada en China. Solo tuvieron que descargarla y desplegarla: un centro de distribución listo, sin obra húmeda, sin intervención gremial y sin demoras, un auténtico origami industrial procedente de Guangdong.

Cifras

Durante los primeros dos años del gobierno de Javier Milei, la evolución de la industria argentina exhibió un deterioro profundo y persistente, tal como muestran diversos indicadores públicos y privados. Según el Centro de Economía Política Argentina (CEPA), la actividad industrial promedió en 2024 una contracción del 8,8 % respecto del año previo, mientras que el Índice de Producción Industrial Manufacturero (IPI) del INDEC cerró ese mismo año con una caída del 9,4 % respecto de 2023, de acuerdo con un análisis publicado por Chequeado. La trayectoria mensual confirma esta dinámica: en junio de 2024 la baja interanual fue del 20,1 % y en julio alcanzó el 5,4 %, según los informes del INDEC.

El retroceso continuó en 2025. CEPA registró que, hasta junio de ese año, la producción industrial desestacionalizada descendió 1,2 % en el mes, lo que se traduce en una merma del 6,6 % frente al promedio de 2023 y del 9,1 % respecto del mismo mes del año anterior. En paralelo, la utilización de la capacidad instalada se ubicó en 58,8 % en junio de 2025, un nivel 14,3 puntos por debajo del observado en junio de 2023, lo que revela una contracción significativa del ritmo productivo. El impacto sobre el empleo también fue notorio: entre noviembre de 2023 y mayo de 2025 se perdieron 39.016 puestos de trabajo registrados en establecimientos industriales, equivalentes a una reducción del 3,2 %, según CEPA. A ello se suma el cierre de 879 empresas fabriles entre noviembre de 2023 y agosto de 2024.

Este retroceso golpea a un sector que históricamente aporta una porción relevante del valor agregado nacional. Por eso, distintos estudios —entre ellos un informe del Instituto de Pensamiento y Políticas Públicas (IPPYP)— han caracterizado este proceso como un verdadero “industricidio”, señalando la combinación de caída productiva, desplome del uso de capacidad, destrucción de empleo y desaparición de empresas.

En conjunto, los datos describen una contracción severa del aparato manufacturero durante los primeros dos años de la administración Milei. El ajuste afecta simultáneamente producción, empleo y estructura empresarial, con consecuencias que trascienden la coyuntura y comprometen la capacidad futura de recuperación. Aunque algunos meses muestran leves mejoras puntuales, la tendencia predominante es de descenso acumulado y persistente.

Datos de empleo

Entre diciembre de 2023 y agosto de 2025 la cantidad de empresas con personal registrado en el país cayó de 512.357 a 493.193. Esto implica el cierre de 19.164 firmas formales. La contracción afectó especialmente a micro y pequeñas empresas, que son las más sensibles a caídas de actividad y aumentos de costos operativos.

Dentro del universo productivo, el sector manufacturero mostró un deterioro más profundo. Según relevamientos del IPyPP, entre diciembre de 2023 y mayo de 2025 dejaron de operar 1.624 empresas industriales. El fenómeno se explica por la fuerte caída del mercado interno en 2024, el encarecimiento del crédito y la reducción de ventas que afectó a ramas como metalmecánica, textil, calzado y manufacturas de plástico.

El empleo formal también se redujo de forma marcada. A nivel agregado, entre diciembre de 2023 y agosto de 2025 se perdieron 276.624 puestos registrados, una caída del 2,81 por ciento. En la industria manufacturera, el retroceso fue particularmente intenso: el sector dejó de emplear 55.941 trabajadores registrados en ese mismo período. Esta contracción acompañó la caída del índice de producción manufacturera en 2024 y la recuperación parcial e inestable vista en 2025.

Casa y buses chinos

Un episodio reciente expone hasta qué punto la oferta china penetra incluso en sectores históricamente ligados a proveedores occidentales: Metropol, uno de los gigantes del transporte urbano —responsable del 20% de los colectivos del área metropolitana— acaba de adquirir 150 unidades fabricadas en China por un monto de US$ 45 millones de dólares. La empresa viajó hasta Xiamen para ver la flota terminada y se encontró con una producción relámpago: los buses estuvieron listos en apenas 16 días hábiles, un ritmo imposible de igualar por la industria tradicional.

Las unidades, impulsadas a GNC para cumplir con las nuevas exigencias ambientales de la Ciudad, prometen un impacto significativo: reducen hasta 25% las emisiones de CO₂ por kilómetro y permiten operaciones más silenciosas. En conjunto, los 150 vehículos equivalen a reemplazar 1.500 colectivos diésel, disminuyendo además la dependencia del gasoil importado. Incorporan sensores inteligentes y sistemas de mantenimiento predictivo que elevan la seguridad y la eficiencia del servicio.

La operación coincide, en un timing sugestivo, con la inminente firma del acuerdo comercial con Estados Unidos, que incluye restricciones explícitas al comercio con China. Sin embargo, en los hechos, la compra se concretó sin obstáculos. Los colectivos fueron fabricados por King Long, uno de los mayores productores de buses a nivel mundial, con una capacidad de cerca de 70 unidades diarias. Está previsto que lleguen al país entre diciembre y enero.

Según Reporte Inmobiliario, en los últimos meses se incrementó el flujo de “casas cápsula” chinas: viviendas modulares que arriban prácticamente terminadas, listas para instalar, como una versión residencial de un mueble premium de Ikea. Enchufar, nivelar y habitar. Una tendencia que también se expande en el turismo: en Salta y Catamarca ya surgieron emprendimientos que optan por cabañas-contenedor importadas. Para los empresarios, la ecuación es irrefutable: menos obra, menos tiempo, menos costo. “¿Quién las va a comprar si los carpinteros, herreros y arquitectos locales se quedan sin trabajo?” se preguntó un monotributista de Remax

La preocupación empresarial es explícita. “Aún con trabajo esclavo y sin pagar impuestos, no podemos competir con China; su productividad y su escala son inalcanzables. No tenemos forma de llegar a esa curva de aprendizaje”, admitió el dueño de una autopartista durante la conferencia de la UIA.

Mientras tanto, el ministro de Economía, Luis Caputo, mantiene abierta la posibilidad de reactivar el swap con China para afrontar vencimientos de deuda, una señal más de la relevancia creciente del vínculo. Paradójicamente, todo esto ocurre mientras el ecosistema digital libertario sostiene el relato de una Argentina emancipada del “dominio chino”, una construcción típica de esta era de posverdad.

¿Y el acero?

Durante la Conferencia Anual de la UIA, Paolo Rocca reclamó una política industrial activa y cuestionó la idea de que la estabilidad macroeconómica sea suficiente para atraer inversiones. Afirmó que el ciclo de globalización posterior a la caída del Muro de Berlín quedó atrás y que hoy predomina un retorno del intervencionismo estatal en las principales potencias. “Todos intervienen”, resumió, para luego preguntar: “Si ellos intervienen, ¿por qué Argentina debería desentenderse?”

Rocca instó al Gobierno a impulsar una política industrial: “La política monetaria, por sí sola, no alcanza” dijo durante su intervención en la Conferencia Anual de la Unión Industrial Argentina, Paolo Rocca fue contundente. El auditorio lo escuchó con atención absoluta, tomó apuntes y al final lo despidió con una ovación.

El líder del grupo Techint no eludió definiciones: reclamó una política industrial activa, pidió una mayor presencia del Estado en la economía y cuestionó la idea de que un “orden macroeconómico” estable sea suficiente para impulsar un proyecto nacional. Con una frase que sintetizó su planteo, afirmó: “La política monetaria no basta, aunque sin ella tampoco es posible avanzar”.

Sus palabras impactaron directamente en el núcleo del discurso oficial, que desde hace un año sostiene que la estabilidad macro atrae inversiones por sí misma. Rocca, sin embargo, puso el foco en otro eje.

Durante casi treinta minutos describió un escenario global en transformación. Con estadísticas, referencias históricas y un tono didáctico, sostuvo que el ciclo abierto tras la caída del Muro de Berlín —marcado por la globalización, el liderazgo estadounidense y el auge del libre comercio— quedó atrás. “Ese mundo ya no va a volver”, deslizó, con un matiz de desasosiego.

Detalló cómo China concentró el 34% de la producción manufacturera mundial, desplazando a las economías occidentales, y repasó su avance militar en el Mar del Sur, la apuesta tecnológica de Made in China 2025 y la expansión geopolítica de la Franja y la Ruta.

Para Rocca, el rasgo dominante del momento es el regreso del intervencionismo estatal en las principales economías desarrolladas: Estados Unidos, Europa, Canadá y México recurren a aranceles, subsidios selectivos, sanciones y cupos. “Todos intervienen”, resumió, antes de dejar una pregunta retórica que resonó en la sala: “Si ellos intervienen, ¿por qué Argentina debería desentenderse?”

El empresario también cuestionó el énfasis oficial en el perfil agroenergético. “La energía, la minería, el litio… no alcanzan para un país como Argentina”, advirtió. Comparó exportaciones per cápita: Argentina ronda los US$ 1.000; China, US$ 4.000; Canadá y Australia, US$ 10.000. “El país necesita una base industrial sólida. Los recursos naturales no son suficientes.”

Rocca fue más allá y pidió lo que el Gobierno ha evitado desde el comienzo de su gestión: diálogo con sectores productivos, definición de cadenas estratégicas, mecanismos de protección frente a la sobrecapacidad china y políticas de transición para ramas amenazadas. “La apertura inteligente requiere política industrial”, remarcó. “Hay actividades sin importancia estratégica, pero otras requieren apoyo sostenido, competitividad y defensa frente a prácticas desleales.”

Sobre las reformas estructurales, mostró coincidencias generales con la orientación oficial, aunque con matices. Señaló que la competitividad depende de múltiples factores y que no todos pueden abordarse simultáneamente. Reclamó un entorno macro estable, instituciones más sólidas y una menor presión tributaria.

Subrayó además la necesidad de reducir la informalidad. “Una industria informal no puede crecer ni exportar ni incorporar tecnología.” Recordó que existen 122.000 juicios laborales en trámite y planteó que cualquier reforma debería apuntar a bajar la litigiosidad, fomentar la formalización y elevar la productividad. También defendió incentivos a la inversión, una carga impositiva menor para utilidades reinvertidas y la eliminación de retenciones para la industria.

Un pasaje inesperado fue su referencia al sistema educativo: “La educación debería volver a la órbita nacional”, afirmó. Sostuvo que la descentralización de los años noventa fragmentó el sistema. “Algo no está funcionando como debería.”

Hacia el final, Rocca aclaró que no hay recetas simples ni modelos extranjeros aplicables en forma directa. “Argentina no es Australia ni Chile. Es un país con otra escala y con desafíos distintos.”

Su exposición terminó en medio de un aplauso generalizado, el más intenso de toda la conferencia. Uno de los empresarios presentes lo resumió con ironía: “Rocca pidió Estado, pidió intervención, pidió política industrial. Justo lo que en la Casa Rosada consideran ideas del pasado.”

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San Antonio continúa su transformación con la designación de NicolásZiperovich como CEO

San Antonio Internacional SA y Servicios Especiales San Antonio SA, compañías referentes en servicios para la industria energética argentina, anuncian la incorporación de Nicolás Ziperovich como nuevo Chief Executive Officer (CEO). Su llegada se enmarca en el proceso de transformación institucional iniciado este año bajo la gestión de DQN Energy, firma de inversiones especializada en el sector energético, con foco en la generación de valor a largo plazo, modernización, renovación, fortalecimiento operativo, seguridad, eficiencia y calidad de servicio.

Ziperovich es Ingeniero en Petróleo por el ITBA, posee un Masters de la Escuela de Negocios de la Universidad de Stanford y se define como un profundo entusiasta de la energía, con más de 20 años de experiencia en operaciones, análisis técnico y desarrollo de negocios en Argentina, Estados Unidos, Venezuela, Perú y Colombia. Inició su carrera en Repsol, donde trabajó en ingeniería de producción y evaluación económica de activos; continuó en Pluspetrol, primero en funciones operativas y de planificación y luego participando en proyectos estratégicos tanto en el país como en Estados Unidos; y más adelante integró LNG Energy Group, contribuyendo al desarrollo de oportunidades de gas natural y a la expansión regional del negocio.

Su relación con el sector, sin embargo, comenzó mucho antes. Proviene de una familia petrolera y creció rodeado de la actividad, influenciado por la trayectoria de su padre. Ese entorno marcó su vocación y consolidó su convicción sobre el papel central que la energía tiene para el desarrollo del país.

Además de su carrera corporativa, Ziperovich ha mostrado siempre un interés genuino por la educación y la formación de nuevas generaciones. Fue profesor del ITBA, donde dictó materias vinculadas a la ingeniería en petróleo, y más adelante cofundó The Global School, una iniciativa que impulsa experiencias formativas globales para jóvenes. Ambas experiencias reflejan una visión de liderazgo que integra propósito, diversidad y desarrollo humano como pilares de la construcción de equipos y organizaciones.

La llegada de Nicolás tiene lugar en un momento clave para San Antonio, que impulsa una organización más moderna, ordenada y orientada a la excelencia. Esta nueva etapa apunta a fortalecer la capacidad de la compañía para acompañar la evolución del sector energético y las oportunidades que presenta el desarrollo del país.

“San Antonio tiene una historia enorme y un talento humano excepcional. La industria está en un punto de inflexión y demanda innovación y estándares más altos de eficiencia y calidad operativa. Mi compromiso es estar cerca de los equipos, escuchar y construir junto a ellos una empresa más moderna, ágil y competitiva”, afirmó Nicolás.
Con esta designación, San Antonio consolida una nueva etapa ratificando su rol como socio estratégico en el desarrollo energético argentino.

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El Estado Nacional recibió ofertas por U$D 685 millones por las represas del Comahue

El gobierno nacional realizó la apertura de las ofertas económicas correspondientes al proceso de adjudicación para la gestión privada de los complejos hidroeléctricos del Comahue.

Al respecto informó que “en total, ocho empresas presentaron propuestas que, sumando las mejores ofertas para cada una de las concesiones, garantizan un ingreso mínimo de u$s 684 millones para el Estado en esta etapa”.

Economía comunicó que “la revisión técnica ya fue completada y, conforme al pliego, solo en la concesión de Cerros Colorados habrá instancia de mejora de ofertas. En las restantes tres represas —Alicurá, El Chocón y Piedra del Águila— el monto mínimo ya quedó asegurado a partir de las propuestas económicas recibidas”.

Los futuros concesionarios, además, estarán obligados a ejecutar todas las inversiones, obras y reformas de infraestructura necesarias para garantizar la operación segura, eficiente y sostenible de los complejos hidroeléctricos, tal como establece el pliego, ratificó Economía. Destacó “que la amplia participación empresaria confirma el fuerte interés del sector privado en operar y modernizar uno de los complejos hidroeléctricos más relevantes del país”.

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El Gobierno aplicará un nuevo esquema de subsidios (a la baja) para gas y electricidad a partir de enero

El Gobierno Nacional publicó, a través de la Resolución de la Secretaría de Energía 484/2025, un nuevo esquema de subsidios parciales al consumo de los servicios públicos de gas y de electricidad “focalizados en hogares vulnerables”, y dio inicio a una consulta pública no vinculante, que estará abierta durante 15 días hábiles.

Se propone activarlo a partir de enero próximo, y refirió que la decisión se adopta “en el marco del período de transición hacia subsidios focalizados, la emergencia pública en materia tarifaria, y del proceso de sinceramiento de los costos reales de la energía”.

El proyecto crea un régimen único y simplificado de subsidios para los consumos residenciales de energía eléctrica, gas natural, garrafa (GLP) y gas propano por redes, y reemplaza el esquema de segmentación por niveles N1, N2 y N3; el Programa Hogar y la Tarifa Social de Gas como esquemas separados.

El ministerio de Economía comunicó que en el nuevo sistema “solo habrá dos categorías claramente definidas: hogares con subsidio y hogares sin subsidio, de acuerdo con sus ingresos, patrimonio y condición socioeconómica”. Los primeros recibirán una bonificación sobre el valor de la energía; los segundos abonarán el costo pleno del servicio.

“La ayuda se dirigirá a hogares con ingresos menores a tres Canastas Básicas Totales (equivalentes a $ 3.641.397). Las personas ya inscriptas en el Registro de Acceso a los Subsidios Energéticos (RASE) no deberán volver a anotarse: su información será migrada automáticamente, con posibilidad de actualización mediante declaración jurada.

Con este esquema se incorporan al nuevo régimen 3.364.065 usuarios del Programa Hogar, para la compra de garrafas de gas para hogares que no tienen acceso a la red de gas natural.

Economía argumentó que estos usuarios “pasarán a recibir el subsidio bajo reglas más claras y homogéneas, manteniendo la protección del Estado y ganando previsibilidad sobre el impacto del consumo en su factura”. Aquellas personas usuarias de gas propano indiluido por redes y de garrafas de GLP de 10 kilos podrán inscribirse a partir del mes de enero mediante el formulario disponible en el sitio www.argentina.gob.ar/subsidios.

En electricidad, se plantea que “los hogares que califican tendrán una bonificación base del 50 % todo el año, aplicada sobre un bloque de 300 kWh mensuales en los meses de mayor demanda, y de 150 kWh en los meses templados”.

En gas por redes, “la regla general es que el 50 % de subsidio se concentrará sólo entre abril y septiembre, que son los meses de mayor consumo, mientras que en los meses de bajo consumo no habrá subsidio”.

Los volúmenes de consumo subsidiado de gas natural se mantienen, ya que los bloques base vigentes contemplan las necesidades estacionales de cada región, se indicó.

Y se puntualizó que “de forma extraordinaria, y solo durante 2026, se incorpora una bonificación extraordinaria del 25 % en enero para ambos servicios: en electricidad, ese mes el subsidio total será entonces del 75 %, y en gas, que no cuenta con subsidio base en verano, la bonificación será del 25 %”. “Ese componente adicional se irá reduciendo mes a mes hasta desaparecer por completo en diciembre de 2026”.

El nuevo esquema busca evitar saltos bruscos en las facturas justamente en los meses en que los hogares más necesitan consumir, señaló Economía.

Para participar de la consulta pública de este nuevo esquema de subsidios, los usuarios pueden ingresar a https://www.argentina.gob.ar/economia/energia/consulta-por-subsidios-energeticos-focalizados.

La Resolución 484 establéce un plazo de 15 días hábiles administrativos, a partir de su publicación en el Boletín Oficial, “a fin de que los interesados efectúen formalmente sus observaciones, sugerencias y/o comentarios mediante el formulario disponible en el sitio web de Consultas de esta Secretaría https://www.argentina.gob.ar/economia/energia, o en su defecto, a través de la Mesa de Entradas del Ministerio de Economía, los que –sin perjuicio de ser analizados– tendrán carácter de no vinculante para esta Autoridad” Secretaría de Energia, del ministerio de Economía).

El gobierno argumentó además que “la revisión del sistema (de subsidios) heredado permitió detectar irregularidades significativas que ya fueron corregidas: 2.590.000 usuarios recibían subsidio por ingresos bajos sin cumplir los requisitos, entre ellos 370.000 solicitudes que figuraban a nombre de personas fallecidas”. “Además, se localizaron 15.518 hogares ubicados en countries y clubes de campo quienes recibían subsidios como si fueran de ingresos bajos”, se agregó.

“Con este paso (nuevo esquema), el Gobierno Nacional reafirma su decisión de ordenar la política de subsidios energéticos, cuidar la plata de los argentinos y avanzar hacia un sistema más justo, transparente y sostenible, en el que la ayuda social deje de ser un beneficio generalizado y vuelva a cumplir su función esencial: proteger a los usuarios residenciales vulnerables, bajo un esquema claro y con mayor previsibilidad en el impacto de las facturas a lo largo del año”, sostuvo Economía.

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Central Puerto, MSU y Edison se quedaron con una central del Comahue cada uno y habrá un desempate

El gobierno difundió este viernes las ofertas económicas para avanzar con la privatización de las cuatro represas hidroeléctricas del Comahue por un período de 30 años. Solo uno de los históricos licenciatarios seguirá al frente de la central que venía operando, mientras que en las otras tres habrá cambio de manos. El monto total ofertado se elevó a US$ 684,3 millones.

Piedra del Águila, la represa de mayor potencia del complejo hidroeléctrico del Comahue.

Piedra del Águila. Central Puerto ofreció US$ 245 millones por Piedra del Águila. Fue la propuesta más competitiva y seguirá operando esa represa de 1440 MW de capacidad. Es la única firma que se aseguró la continuidad. Sus principales accionistas son Guillermo Reca, la familia Miguens-Bemberg y Eduardo Escassany.

Alicurá. Edison Energía ofertó US$ 162.040.002 y se quedará con Alicurá desplazando a la estadounidense AES, que venía operando la represa y participó de la licitación, pero hizo una oferta menos competitiva y quedó segunda entre las nueve firmas que participaron de esa contienda. Edison está integrado por Rubén Cherñajovsky, Luis Galli; los socios de Inverlat, Guillermo Stanley y Federico Salvai (ex PRO), Carlos Giovanelli y Damián Pozzoli; y los hermanos Patricio y Juan Neuss. Alicurá tiene una potencia instalada de 1050 MW.

El Chocón-Arroyito. BML inversora ofertó US$ 235.671.294 y se quedará con esta central ubicada sobre el Río Limay que posee una capacidad instalada de 1418 MW. BML es controlada por MSU Green Energy, propiedad del empresario Manuel Santos Uribelarrea. Hasta ahora El Chocón venía siendo operada por la italiana ENEL que presentó una oferta por US$ 172,2 millones.

Planicie Banderita – Cerros Colorados. BML inversora también realizó la mejor oferta por Planicie Banderita con US$ 41.671.294, pero en este caso habrá desempate con Edison Energía para ver quién se queda con la central. El grupo de los hermanos Neuss ofertó US$ 38.000.000, un 8,81% por ciento menos y el pliego dice que si alguna de las firmas que participaron de la licitación quiere quedarse con una segunda central debe tener una diferencia de precios mayor al 10% o ir a un desempate. La capacidad de generación de Planicie Banderita es de 472 MW.

Repercusiones

“Recibimos ofertas por un total de US$ 685 millones por la concesión de las cuatro centrales hidroeléctricas. Piedra del Águila, el Chocón y Alicurá ya tienen ganadores y Cerros Colorados irá a un desempate. Se vuelve a confirmar el interés del sector privado en invertir en Argentina cuando las reglas están claras. Felicitaciones a las compañías ganadoras”, aseguró en X el ministro de Economía, Luis Caputo.

“Estamos muy orgullosos del paso que acabamos de dar. Es un hito en la estrategia de crecimiento del Grupo MSU y nos posiciona entre los principales generadores de energía renovable del país. Con este tipo de inversiones, reafirmamos nuestro compromiso con el desarrollo de la Argentina a largo plazo”, afirmó Manuel Santos Uribelarrea, fundador y CEO del Grupo MSU, a través de un comunicado, donde no solo se dio por ganador en El Chocón sino también en Cerros Colorados, donde presentó la mejor oferta, pero irá a desempate.  “La incorporación de estos complejos refuerza nuestro rol como proveedor estratégico de energía para las industrias argentinas y nos permite abastecer a clientes actuales y futuros, impulsando una matriz más sólida para el país”, expresó Santos Uribelarrea.

, Fernando Krakowiak

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PECOM puso en marcha una nueva planta de inyección de polímeros con una inversión de US$ 8 millones

PECOM puso en marcha una nueva planta de inyección de polímeros (PIU) en el Yacimiento El Trébol-Escalante, con una inversión superior a US$ 8 millones.

La instalación permitirá incrementar el factor de recuperación de petróleo mediante la inyección de polímeros, optimizando el barrido del reservorio. La PIU posee tecnología de avanzada, lo que hace posible su operación y monitoreo de forma remota, optimizando la disponibilidad de la misma y los recursos asociados. Este método de recobro, ya testeado globalmente, contribuye a sostener e incluso aumentar la producción, potenciando la continuidad y productividad del yacimiento.

Desde que la compañía tomó el control de estos activos, ha sostenido una premisa clara: “no vinimos a administrar la curva de declino natural de los yacimientos, sino a trabajar activamente para hacer crecer la producción mediante tecnologías avanzadas. La puesta en marcha de esta nueva planta es un ejemplo concreto de esa estrategia y de la convicción de la compañía en el potencial de la Cuenca del Golfo San Jorge y forma parte de un plan de inversiones que en 2025 terminará totalizando más de US$ 70 millones.” afirmó Jorge López Kesler, Director de Operaciones de Upstream en PECOM.

Know-how de PECOM aplicado a aumentar la producción

El proyecto refleja la articulación del conocimiento técnico de tres áreas clave de PECOM, cuya integración resultó fundamental para este proyecto:

• Exploración y Desarrollo: responsables de elaborar los planes de desarrollo y la identificación de nuevas zonas con potencial para la aplicación de tecnologías EOR (Enhanced Oil Recovery).

• Ingeniería & Construcciones: encargados del diseño, ingeniería y montaje de la planta

• Operaciones: responsables de la gestión eficiente del yacimiento y de la operación futura de la PIU.

La sinergia de estas tres áreas refleja el know-how propio de PECOM para diseñar, desarrollar y ejecutar proyectos que impactan directamente en el rendimiento productivo.

Articulación con pymes locales

La construcción y montaje de la planta también representó una oportunidad para potenciar el trabajo conjunto con proveedores locales, un eje estratégico del modelo de operación de PECOM. Entre ellos, se destaca la participación de la empresa local INCRO, que tuvo un rol central en la ingeniería y montaje de la instalación.

Este tipo de proyectos consolida un ecosistema de colaboración que impulsa el desarrollo regional, dinamiza la cadena de valor y refuerza el compromiso de PECOM con las pymes de la zona.

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