La industria de Oil&Gas enfrenta desafíos operativos complejos: temperaturas extremas, alta presión, equipos en funcionamiento continuo y exposición a productos líquidos o gaseosos propios de la industria. En este contexto, seleccionar la grasa lubricante adecuada es fundamental para proteger componentes críticos, evitar paradas no programadas y maximizar la vida útil de los activos.
Con el objetivo de acompañar a ingenieros de mantenimiento y operadores en su toma de decisiones, expertos de Mobil elaboraron una guía técnica con criterios fundamentales para la selección, aplicación, compatibilidad y almacenamiento de grasas industriales. El contenido está especialmente pensado para equipos como válvulas, bombas, cabezales, actuadores y compresores que operan en tierra o en plataformas offshore.
Mezclar grasas de diferentes marcas, especialmente aquellas con distintos espesantes, pueden generar alteraciones en la consistencia. Esta tendencia se acentúa a medida que aumenta la temperatura de funcionamiento o la velocidad de cizallamiento de la mezcla. A temperaturas elevadas, las grasas incompatibles también pueden presentar una separación anormal del aceite.
A su vez, durante las aplicaciones, estas mezclas de grasas incompatibles pueden causar fallas como fugas, envejecimiento prematuro o un sangrado insuficiente del aceite en las zonas de contacto. Incluso, los aditivos pueden llegar a actuar en sentido contrario, afectando negativamente las funciones de lubricación, como la protección contra la fricción, el desgaste, la oxidación o la corrosión, generando fallas en el equipo (comprometiendo, por ejemplo, sistemas de lubricación automática y equipos de perforación).
Recomendación:
Ante una situación donde la mezcla sea inevitable, se sugiere realizar pruebas de compatibilidad previas, retirar la mayor cantidad posible de grasa anterior y relubricar con mayor frecuencia hasta lograr el reemplazo total.
¿Cómo elegir la viscosidad adecuada para los rodamientos?
En ambientes con amplias variaciones térmicas (ej. pozos en invierno o plataformas marinas), definir la viscosidad correcta es crucial. Consultar el manual del equipo, como primera instancia, o la recomendación del fabricante del rodamiento son las principales fuentes de consulta.
En algunos otros casos se puede requerir un cálculo EHL (elasto-hidrodinámico), que considera el tamaño, la velocidad y la temperatura de operación para definir la viscosidad óptima del aceite base.
¿Cuáles son los distintos tipos de espesantes de grasas? ¿Qué diferencias presentan cada una?
Los diferentes espesantes confieren a cada grasa características y propiedades únicas, lo que permite que ciertas grasas tengan un mejor rendimiento que otras en ciertas aplicaciones.
De todos los distintos tipos de espesantes disponibles en el mercado, los recomendados para esta industria son:
· Complejo de litio: para aplicaciones multipropósito a temperaturas y cargas moderadas a altas. · Poliurea: para aplicaciones de alta temperatura y larga duración. Gran estabilidad térmica para motores y generadores auxiliares. · Sulfonato de calcio: para aplicaciones con alta exposición al agua y cargas elevadas. ideal para sistemas en offshore.
¿Qué es el grado NLGI y cómo influye en el desempeño?
El número de consistencia NLGI -o grado NLGI- es una escala de clasificación estándar establecida por el Instituto Nacional de Grasas Lubricantes (NLGI – USA) para especificar el grado de dureza o fluidez de una grasa, según su tasa de penetración, especificada por la Sociedad Americana para Pruebas y Materiales (American Society for Testing and Materia -ASTM). Los grados NLGI varían de acuerdo a su fluidez entre 000 y 6: 000 (muy fluida), 00 (fluida), 0 (semifluida), 1 (muy suave), 2 (suave), 3 (Semisólida), 4 (sólida), 5 (muy sólida) y 6 (extremadamente sólida).
Su elección depende del diseño del rodamiento, la velocidad de operación y las condiciones ambientales. Por ejemplo, las aplicaciones subterráneas, donde se requiere una buena retención por presencia de agua, suelen demandar grasas más consistentes.
Un grado NLGI 2 es el más común en bombas y sistemas sellados. En zonas donde la grasa debe permanecer en su sitio pese a vibraciones o cargas (ej. cabezales de pozo), se puede requerir un grado NLGI superior.
En resumen, una lubricación técnica bien planificada sumada a buenas prácticas de aplicación y mantenimiento reduce costos, mejora la seguridad operativa y extiende la vida útil de los activos críticos en campos petroleros. Y siempre consultar el manual del equipo o del fabricante de los componentes.
Acerca de la marca de lubricantes Mobil
Con más de 150 años en el mercado, con productos y servicios marcados por la innovación y tecnología, los lubricantes Mobil están presentes en los más diversos segmentos del mercado: llevar astronautas al espacio, sectores industriales, cultivos de tierras agrícolas, transporte terrestre, aéreo y marítimo, automóviles, motocicletas y camiones, pero, sobre todo, la movilidad de las personas. Es así que la marca está en constante movimiento para seguir contribuyendo a la evolución y nuevos logros, siempre enfocados en la performance, productividad y eficiencia. Si hay movimiento, hay Mobil.
Acerca de Moove
Moove, multinacional brasileña perteneciente al Grupo Cosan, es uno de los mayores productores y distribuidores de lubricantes y bases lubricantes de Brasil, con presencia en 11 países de América (Brasil, Estados Unidos, Argentina, Bolivia, Paraguay y Uruguay) y Europa (Reino Unido, Portugal, Francia y España). Desarrolla productos y servicios de lubricación especializados que son esenciales para mover y brindar una mayor eficiencia en equipos industriales y vehículos comerciales y de pasajeros.
La firma británica AVEVA considera que petróleo, gas y minería son los sectores que impulsarán la economía nacional. También prevé que habrá fuerte desarrollo en el área de infraestructura.
La multinacional de origen británico AVEVA, líder global en software industrial, prevé lograr un crecimiento significativo en Argentina, de la mano de la expansión que proyecta en industrias como minería y petróleo y gas en los próximos años.
En ese marco, destaca oportunidades de crecimiento derivadas de las inversiones en torno al yacimiento de hidrocarburos no convencionales Vaca Muerta. Además, identifica inversiones por parte de actores tradicionales como YPF, Tecpetrol, Pan American Energy y la firma de ingeniería Worley.
Su producto estrella para acompañar esa dinámica empresarial es la plataforma Connect, desarrollada por la compañía y presentada en sociedad durante la Feria Hannover Messe en abril de este año.
Esa plataforma, alimentada por IA en la nube, permite a las empresas unificar inteligencia y conocimientos que integran su cadena de valor en un ecosistema de datos completo, mejorado con análisis e inteligencia artificial para capacitar a sus equipos para diseñar de manera más inteligente, optimizar la operación y mejorar la rentabilidad.
Federico Hernández, vicepresidente de AVEVA para América latina, compartió -durante una entrevista con Ámbito- la visión de la compañía sobre el contexto actual de Argentina. “También vemos oportunidades en el área de infraestructura, ya que el país demandará nuevos gasoductos, carreteras, adecuaciones portuarias y plantas de tratamiento de agua”, detalló.
Periodista: ¿Qué hace AVEVA y cómo funciona su plataforma Connect?
Federico Hernández: Somos básicamente una compañía tecnológica global que opera y acompaña a sus clientes en todos los segmentos industriales, desde la fase de diseño, que es la primera fase cuando se diseña una planta, a la fase de construcción, que es cuando se está construyendo una planta.
Por ejemplo, una petrolera está construyendo una nueva planta y requiere de información y de seguimiento, no solo de los costos, sino también de cómo va a llevar adelante esa construcción, a la fase de operación que es cuando ya está operando la planta, entonces requiere poder interactuar con los procesos, poder trabajar con la automatización y demás, hasta la fase de optimización.
Nuestra plataforma “Connect” es una plataforma agnóstica en la nube, que permite que todas estas fases que interactúan a lo largo del ciclo de vida que tiene cualquier compañía industrial, puedan unificarse en esta plataforma. Y cuando hablo de agnóstico es porque no solamente AVEVA permite que su propia tecnología esté alojada en esta nube, interactúe, se intercambien datos, se pongan en contexto y se tomen decisiones con esos datos, sino que también el cliente puede integrar otras tecnologías que pueda tener.
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Somos una compañía global que sirve a más del 90% de las principales compañías del mundo en la industria. Y cuando digo en la industria me refiero a todo tipo de industrias, desde las energéticas, petróleo y gas, minería, en lo que se refiere a commodities, por supuesto, en todo lo que tiene que ver con las alimenticias que producen productos que están empaquetados.
En Argentina servimos a las principales compañías del país en estos segmentos. Ya sea algunas en la fase de producción, otras en producción y optimización. Cuando hay algún proyecto en una planta, utilizan nuestra tecnología para el diseño de esa planta, para la construcción, etc.
P: ¿Con qué otras industrias trabajan en Argentina además de energía y minería?
FH: Petróleo, gas y minería claramente en Argentina hoy son los sectores que más dinámicos están. Pero también las principales automotrices globales utilizan tecnología de AVEVA en distintas fases. Para ir a un extremo, también tenemos clientes que usan nuestra tecnología para la automatización de sus edificios. O sea, todo aquello que tenga un sensor y que requiere una automatización, requiere tecnología para poder administrarlo, para poder operarlo, para poder tener esos datos y poder tomar decisiones con esos datos. Servimos también a compañías de aguas, que utilizan nuestra tecnología para monitorear sus instalaciones. También hay compañías de tabaco. Aceiteras. Puertos. Es difícil ser específico porque realmente es muy amplio el espectro donde actuamos.
En la situación actual de Argentina, claramente los sectores más dinámicos, donde estamos viendo más inversiones son petróleo, gas, energía, minería, incluyendo lo que pasa con el litio.
P: ¿Puede dar algún ejemplo práctico de la aplicación de la plataforma?
FH: Nuestra tecnología permite que los clientes puedan tener una planificación colaborativa. Me voy a salir un poquito de Argentina pero creo que es un ejemplo muy representativo: el puerto de Rotterdam. Hoy están planificando, un ecosistema de hidrógeno, cómo gestionar la energía para que esa energía se utilice de manera eficiente, no impacte en mayor costo pero tampoco en mayores emisiones. Y bueno, todo eso se hace justamente a través de esta tecnología donde vos podés poner en una plataforma como Connect para integrar esos datos; correlacionarlos, ponerlos en contexto y que cada una de las partes actuantes tengan esa información en tableros de comando o en tableros de información para ver en contexto lo que ellos necesitan y tomar decisiones. O monitorear el proceso o interactuar con los procesos.
P: ¿Y puede citar algún caso en Argentina?
FH: No tengo autorización para mencionar los nombres de los clientes, pero tenemos casos bien concretos en Argentina. Por ejemplo, en las principales petroleras del país nuestra tecnología ayuda a monitorear el proceso, a operar sus pozos. Pueden estar viendo en vivo y en directo la producción. Están pudiendo ajustar los parámetros del proceso para poder optimizarlo. Con esos datos que salen de esa parte del proceso, a su vez, los pueden integrar a sus sistemas de gestión empresarial. Pueden tener toda la parte de la cadena de valor e ir viendo, por ejemplo, qué insumos requieren comprar, qué mantenimiento requieren realizar a sus equipamientos, etcétera. También pueden entender cómo optimizar el consumo de energía, cómo hacer el seguimiento de las emisiones. En las refinerías hoy están utilizando nuestra tecnología, por ejemplo, no solo para monitorear procesos en vivo y en directo, para operar las plantas, sino también para simular escenarios y poder hacer optimizaciones del todo el proceso en tiempo real.
P: ¿Qué están observando en el desarrollo de los sectores de energía y minería en Argentina?
FH: Lo que estamos viendo en Argentina desde el último año y medio es que hay un dinamismo muy grande particularmente en todo lo asociado a Vaca Muerta, pero también en lo que es la minería. Cuando hablamos de minería, no solamente es lo que estamos viendo en San Juan, que tiene un potencial impresionante; también está el litio, que es un segmento dentro de la minería que viene creciendo exponencialmente. También vemos dinamismo en las inversiones en compañías energéticas. Estamos observando un nivel de inversión muy, muy importante.
En este marco, lo que veo no es sólo expansión, sino también veo mucho trabajo en lo que es optimización y eficiencia. La búsqueda de optimización y eficiencia de las compañías para producir más y expandirse, pero también para hacerlo de una manera eficiente. Eso es lo que estamos viendo particularmente.
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Es cierto que cuando miramos el resto de los sectores, vemos que aún no se están expandiendo como la energía y la minería. Pero esos sectores que no se están expandiendo sí están muy enfocados en invertir en lo que es optimización y eficiencia. Porque está claro que Argentina, en general, necesita que su matriz sea más competitiva y más eficiente.
Entonces, cuando hablamos de eficiencia no solo hablamos de reducción de costos. Eso se puede ver claramente reflejado a través de un proceso en toda su cadena de valor más eficiente. O sea, pudiendo hacer más con menos.
Tengo la oportunidad de ser parte de distintos comités en distintas cámaras en Argentina y un aspecto común es este. La expectativa positiva, por un lado, en los segmentos que aún no están viviendo ese dinamismo. Y el foco específico en cómo ser más competitivos, en cómo ser más eficientes.
P: ¿Qué otro aspecto considera que es imprescindible abordar?
FH: Otro elemento no menor a los anteriores tiene que ver con el talento. Una conversación recurrente entre las empresas es cómo desarrollar el talento, cómo atraer talento. Ese es un aspecto no menor para el crecimiento que se ve a futuro para Argentina. Y la tecnología es un habilitador para eso. En un caso concreto, una de las principales petroleras del país actualmente utiliza nuestra tecnología para entrenar a los nuevos talentos en cómo operar sus procesos; en cómo poder ejecutar esa operación bajo los estándares que la compañía tiene. Cómo optimizar esos procesos.
Se utiliza, por ejemplo, nuestra tecnología con realidad aumentada, donde esas personas que a lo mejor se incorporaron hace poco o que tienen un tiempo en la empresa, están desarrollándose en sus conocimientos, en su experiencia. Entonces con la tecnología tienen virtualmente acceso a toda su planta, pueden simular distintos tipos de escenarios, pueden interactuar directamente con el proceso.
La inteligencia artificial que tenemos incorporada en nuestros sistemas es un habilitador para eso, para captar el talento y ayudarlo a desarrollarse.
P: ¿Por el seguimiento de los sectores industriales que realiza la compañía, qué perspectivas ve para la economía argentina?
FH: Tenemos estos sectores que claramente son los que están creciendo más fuertemente, los más dinámicos, y realmente no solo vemos hacia atrás, sino hacia adelante, un nivel de inversión muy importante, un nivel de desarrollo, un potencial increíble. Y también vemos ese potencial para el resto de la economía. Pero tal vez, hay muchos sectores que aún están en una fase distinta, muy asociados a esto, a ser más eficientes, más competitivos. En ese sentido, la tecnología es un habilitador.
La ANP informó que se registró un salto productivo que consolida a los yacimientos del presal como el principal motor de la matriz energética del país. Petrobras explica el 90% de la producción.
Brasil cerró octubre de 2025 con un desempeño energético que marcó un punto de inflexión para su industria de hidrocarburos. Las cifras oficiales mostraron un aumento significativo en la extracción combinada de petróleo y gas, lo que reforzó la importancia de la actividad en aguas profundas y consolidó una tendencia expansiva que se sostuvo a lo largo del año.
La Agencia Nacional de Petróleo (ANP) destacó que estos resultados se enmarcan en un proceso de maduración operativa de los principales proyectos del país, especialmente en las áreas donde se concentra la producción marítima. El crecimiento de la oferta de petróleo fue uno de los motores del nuevo registro.
La extracción diaria superó los cuatro millones de barriles, impulsada por la puesta en marcha de unidades adicionales y por la estabilidad técnica en los campos ya desarrollados. Esta dinámica reflejó un mayor rendimiento por pozo y una optimización de los sistemas de bombeo, que permitieron incrementar el volumen disponible para refinación y exportación.
Al compararla con los meses previos, la ANP señaló que se alcanzó un nivel de producción “compatible con la curva de expansión prevista por los operadores”.
En paralelo, el gas natural acompañó el ritmo ascendente. La inyección diaria a la red nacional creció con respecto a septiembre y también frente al mismo período del año anterior, resultado de una mayor integración entre las plataformas y la infraestructura costa adentro.
El avance de la producción se explicó en parte por el aumento de la capacidad de tratamiento en las unidades flotantes, un punto clave para mejorar la disponibilidad del recurso y reducir los niveles de venteo.
El Presal como protagonista en Brasil
El presal continuó siendo el núcleo productivo del país. Las áreas bajo ese régimen aportaron más de cuatro millones de barriles equivalentes diarios y se consolidaron como los principales reservorios de petróleo y gas en explotación.
La ANP sostuvo que esta porción del Atlántico “representa la base estructural del abastecimiento nacional”, un reconocimiento que reafirma la centralidad técnica y económica de esos desarrollos para la política energética brasileña.
Brasil, Sector energético, Petróleo, Gas natural, Petrobras, Producción offshore, Presal, Industria hidrocarburífera, ANP, Petrobras lidera un mes récord para la producción brasileña.
Dentro de esa región, el campo de Búzios alcanzó en octubre su mejor desempeño en varios años y se ubicó como el mayor productor de petróleo del país. Su operación se apoyó en la incorporación de nuevas plataformas de gran capacidad y en la estabilidad operativa alcanzada en los pozos más recientes.
De manera complementaria, el campo de Mero encabezó la producción de gas natural, consolidando un avance que lo proyecta como uno de los polos más relevantes para los próximos ciclos de inversión.
El impulso offshore
Las plataformas ubicadas en aguas profundas aportaron la inmensa mayoría del petróleo nacional y un porcentaje sustancial del gas. Esta concentración es el resultado de un proceso de inversión sostenida en tecnología submarina, sistemas de seguridad, logística de abastecimiento y embarcaciones de apoyo.
Aunque estos proyectos implican altos costos iniciales, el desempeño del último año evidenció que su productividad genera un equilibrio favorable entre gastos y rendimiento.
La diversidad empresarial también se hizo visible. Cuarenta y seis compañías participaron en las operaciones del mes, distribuidas en más de doscientos bloques activos con distintos regímenes de explotación.
La documentación oficial que acompaña la cesión de las áreas hidrocarburíferas de YPF a la empresa provincial Terra Ignis Energía S.A. —registrada bajo el N° 27065 y ratificada por Decreto Provincial N° 2705/25— fue revisada en exclusiva para este portal.
El expediente, presentado al Poder Legislativo el 14 de noviembre de 2025, confirma el traspaso del 100% de participación de YPF en las concesiones Lago Fuego, Los Chorrillos y Tierra del Fuego (Fracciones A -b – c -d y E) y la prórroga de concesiones por diez años.
Sin embargo, el archivo también expone ausencias críticas, ambigüedades contractuales y condiciones que repiten errores observados en provincias como Santa Cruz y Chubut.
En una operación realizada a contrarreloj y sin ningún tipo de escrutinio público, el gobierno de Tierra del Fuego autorizó la salida total de YPF de la provincia y la entrega de todas sus áreas de petróleo y gas a una empresa desconocida, Terra Ignis Energía S.A., con beneficios fiscales tan extraordinarios que expertos consultados por este portal los califican de «Poco transparente y carente de soporte técnico, administrativo, ambiental y financiero»
Bocadepozo.com.ar accedió en exclusiva al paquete completo de documentos –Decreto, Acuerdo de Prórroga y Proyecto de Ley– que detallan el traspaso. Los papeles, que nunca fueron difundidos por el gobierno provincial, exponen una negociación opaca que se cocinó en apenas cuatro días hábiles y que ahora la Legislatura fueguina está presionada a aprobar como simple trámite.
LO QUE REVELAN LOS DOCUMENTOS EXCLUSIVOS:
EL RELOJ DE LA OPACIDAD: El 10 de noviembre de 2025, YPF y Terra Ignis firman el convenio privado. El 13 de noviembre, el gobernador Gustavo Melella ya está firmando el Acuerdo de Prórroga con Maximiliano D’Alessio, presidente de la misteriosa Terra Ignis. El 14 de noviembre, se firma el Decreto 2705/25 que lo autoriza todo. No hubo tiempo para preguntas.
LA «CAJA NEGRA» FAVORECIDA: Los documentos no incluyen balances, historial operativo ni demostración de solvencia de Terra Ignis. Solo figuran un domicilio en Río Grande y el nombre de su presidente. A esta empresa fantasma se le entregan las concesiones de Lago Fuego, Los Chorrillos y Tierra del Fuego, que incluyen la estratégica Planta San Sebastián, vital para el procesamiento de gas que calefacciona a los fueguinos.
EL FESTÍN FISCAL (ART. IV DEL ACUERDO):
Regalías reducidas al 12% y eliminación del Canon Diferencial (un ingreso clave para la provincia basado en la producción).
Vacaciones fiscales totales por 3 años: No pagará Ingresos Brutos, tasas ambientales ni certificados de origen por sus exportaciones.
Renuncia provincial a reclamos contra YPF (Art. 4° del Decreto): La provincia «limpia» el historial de la estatal y asume riesgos.
LA CONDICIÓN QUE OBLIGA A LA LEGISLATURA (ART. II): El acuerdo solo se activa si la Legislatura lo aprueba por ley. Es decir, el Poder Ejecutivo firmó primero un compromiso extremadamente favorable para una parte privada, y ahora le pasa la «factura política» a los legisladores, forzando una votación urgente y sin debate.
EL PELIGROSO PRECEDENTE: EL MANUAL DE YPF EN SANTA CRUZ Y CHUBUT
La operación replica el manual utilizado por YPF para retirarse de áreas «maduras» en otras provincias, con resultados desastrosos:
En Santa Cruz, el traspaso a Phoenix Global Resources derivó en caída de inversiones, producción y conflictos laborales. En Chubut, la salida generó litigios por incumplimientos y desmantelamiento de infraestructura. «Es el modus operandi: YPF se saca activos que requieren dinero, los pasa a empresas chicas, y las provincias, en vez de licitar, negocian a puerta cerrada con beneficios exorbitantes. Al final, la provincia pierde dos veces: se queda sin la operadora grande y no cobra lo que debería», explicó a Bocadepozo.com.ar un consultor petrolero que siguió ambos casos.
Áreas petroleras que Transfiere YPF a Terra Ignis (amarillo)
LO QUE NUNCA SE HIZO (Y DEBIÓ HACERSE):
Los documentos exclusivos confirman la absoluta falta de transparencia:
Cero audiencias públicas. Cero licitación o concurso para lograr mejores condiciones. Cero información técnica pública sobre los planes de inversión (prometen USD 197 millones en 12 años) o la capacidad real de Terra Ignis.
«Es una entrega«, resumió un abogado especialista en energía que analizó los documentos para este portal. «Se otorga un régimen de promoción industrial extremo, propio de una provincia desértica sin actividad, a una empresa que recibe yacimientos en producción y una planta clave. No hay justificación técnica ni legal para tanta liberalidad con el patrimonio público».
EL RELOJ LEGISLATIVO CORRE
Mientras este expediente exclusivo ve la luz, el proyecto de ley ya está en la Legislatura. Los legisladores fueguinos fueron convocados a ser meros notarios de un acuerdo cocinado entre cuatro paredes. La ciudadanía fueguina, hasta ahora, desconoce que su principal recurso natural y una infraestructura energética crítica están a punto de cambiar de manos bajo condiciones que expertos no dudan en calificar de «leoninas e inaceptables»
Solorza «La pregunta que flota en la fría atmósfera fueguina es simple: ¿Aprobará la Legislatura, sin chistar, el mayor traspaso de recursos de las últimas décadas, o ejercerá su deber de control y defenderá el interés público, exigiendo lo elemental: transparencia, concurrencia y condiciones justas?
Bocadepozo.com.ar accede en exclusiva al expediente completo. El gobierno de Melella firma un traspaso millonario a Terra Ignis Energía S.A., una compañía sin historial, otorgándole vacaciones fiscales totales, reducción de regalías y la Planta San Sebastián. El silencioso retiro de YPF repite el polémico modelo de Santa Cruz y Chubut. A continuación, un documento único, completo y actualizado que integra lo exclusivo del expediente con recomendaciones concretas y una comparación puntual con experiencias previas.
En el primer documento enviado como proyecto de Ley enviada vía nota formal formada por el Gobernador Gustavo Melella, expresa lo siguiente:
Tengo el agrado de dirigirme a Ud.. en mi carácter de Gobernador de la Provincia de Tierra del Fuego, Antártida e Islas del Atlántico Sur, a los fines de remitir a consideración de esa Legislatura Provincial, el proyecto de Icy por medio del cual se propicia la autorización de la firma YPF S.A., a ceder el ciento por ciento (100 %) de su participación en los derechos, títulos, intereses y obligaciones que le correspondan en las concesiones de explotación de hidrocarburos de las áreas Lago Fuego, Los Chorrillos y Tierra del Fuego -Fraccion A, b, C, D y E-, a favor de TERRA IGNIS ENERGiA S.A.
Asimismo, se requiere su aprobación sobre el ACUERDO DE PR6RROGA DE LAS CONCESIONES HIDROCARBURíFERAS LAGO FUEGO, LOS CHORRILLOS Y TIERRA DEL FUEGO -FRACC16N A, 8, C, D Y E-y sus respectivos anexos suscripto entre la Provincia de Tierra del Fuego, Antártida e islas del Atlántico Sur, representada por quien suscribe y la empresa TERRA IGNIS ENERGiA S.A. representada por su Presidente Maximiliano D’ALESSIO, el cual se encuentra registrado bajo el N° 27065 y ratificado por Decreto Provincial N° 2705/25.
Considerando la relevancia que implica el dictado de la presente propuesta, es que solicito, por su intermedio, a los señores Legisladores. dar despacho favorable al presente proyecto de Iey.
Sin otro particular, saludo a la señora Presidente de la Legislatura
Provincial y a los integrantes de la Cámara Legislativa, con atenta y distinguida consideración.
El texto oficial —el mensaje del Ejecutivo que acompaña el proyecto de ley y los anexos del Acuerdo de Prórroga— contiene datos que este portal pudo verificar: Terra Ignis – YPF
Objeto de la cesión: YPF cede el 100% de su participación en las áreas anteriormente mencionadas a Terra Ignis.
Prórroga y plazos: Se prevé una prórroga de concesión por diez años a partir de la firma del acuerdo (13 de noviembre de 2025).
Cronograma de inversión: Se consignan inversiones comprometidas por un monto global (cifras y partidas detalladas en anexos), con foco mayoritario en actividades operativas y workovers.
Cláusulas de exenciones y beneficios: Se consignan exenciones fiscales temporales y un régimen preferencial de regalías (tasa inicial consignada en el expediente).
Compromisos formales y condicionamientos: la firma incluye compromisos de remediación, continuidad operativa y priorización de mano de obra y proveedores locales —pero muchos de estos compromisos están redactados de forma condicional (“cuando resulte posible”, “en la medida que sea viable económicamente”). Terra Ignis – YPF
Ese corpus documental representa la base legal del traspaso. La exclusividad de este portal radica en haber accedido y analizado el texto íntegro remitido por el Ejecutivo antes de su eventual sanción.
Lo que NO aparece (vacíos críticos que obligan a la Legislatura a exigir más)
El expediente muestra compromisos generales, pero faltan instrumentos jurídicos, financieros y técnicos esenciales que deberían estar cerrados antes de homologar la transferencia:
Escritura pública definitiva y anexos técnicos completos (inventario de activos/pasivos). No están incluidos en versión pública del proyecto remitido; la Legislatura no dispone de un inventario detallado de pozos, estaciones, instalaciones, responsabilidades ambientales conocidas ni de una relación explícita de “activos excluidos”. Terra Ignis – YPF
Garantías financieras y fideicomisos de remediación. El documento no incorpora (o no publica) instrumentos financieros exigibles —fideicomisos, seguros ambientales o garantías bancarias— que cubran sellado de pozos, remediación y abandono eventual. Sin esos instrumentos, la Provincia queda con riesgo fiscal futuro. Terra Ignis – YPF
Cláusulas de continuidad laboral de alcance y mecanismos de subrogación. Existen menciones a priorizar mano de obra local, pero sin textos contractuales que aseguren la continuidad de contratos tercerizados o derechos laborales (plazos, condiciones, penalidades). Terra Ignis – YPF
Cronograma detallado por hitos verificables. El plan de inversión está fragmentado; faltan hitos concretos condicionantes de beneficios fiscales , con auditoría externa verificable. Terra Ignis – YPF
Responsabilidad por pasivos históricos. El expediente incluye cláusulas generales sobre pasivos, pero no especifica qué pasivos quedan con YPF y cuáles son asumidos por Terra Ignis o por la Provincia. Esa indefinición es un foco de litigios futuros. Terra Ignis – YPF
Lo que deberíamos aprender de Santa Cruz y Chubut (comparación breve y lecciones aplicadas) Los casos provinciales donde YPF redujo su presencia ofrecen antecedentes instructivos:
Santa Cruz: tras retiros y traspasos, se detectaron pasivos ambientales significativos (pozos sin sellar, contaminación, “basurales petroleros”) y pérdida de empleo masiva. La ausencia de garantías financieras robustas dejó a la Provincia con costos de remediación elevados.
Chubut: procedimientos opacos en la transición derivaron en conflictos sindicales, litigios y un período prolongado de incertidumbre operativa.
Lección clave: sin cumplimiento de inventarios, garantías y cláusulas reversibles, la Provincia asume riesgos estructurales —ambientales, fiscales y sociales— que pueden perdurar décadas. El expediente vigente repite, por omisión, casi todos los errores que esas experiencias mostraron.
Riesgos concretos identificados en el expediente y por la experiencia comparada Transferencia de pasivos al erario público si faltan garantías.
Desmantelamiento de la cadena local de proveedores por falta de subrogación contractual.
Fallo en la reparación ambiental por ausencia de fondos específicos y obligaciones de cumplimiento.
Promesas de inversión que no revierten la declinación de reservas, puesto que el plan prioriza workovers y operación sobre exploración y aumento de recursos.
Riesgo reputacional y social por acuerdos cerrados sin control ciudadano ni auditoría externa. Terra Ignis – YPF
¿Qué debería exigir la Legislatura antes de aprobar la cesión? (guía práctica y juridico política)
Con base en el documento y en las experiencias comparadas, BocaDePozo analizó lo que se debería exigir para que la Legislatura condicione su aprobación a los siguientes requisitos innegociables:
Publicación íntegra y acceso público a la escritura definitiva, anexos técnicos, inventario de activos y pasivos y copia del plan de inversiones por partidas. (Obligatorio). Terra Ignis – YPF
Remediación y garantía bancaria por un monto determinado (auditable) que cubra abandono de pozos y pasivos ambientales conocidos y eventuales. (Instrumento financiero independiente).
Hitos condicionantes y cláusulas sancionadoras: beneficios fiscales temporalmente condicionados al cumplimiento de metas verificables (p. ej. X barriles/día, sellado de Y pozos) y penalidades con reversión de la concesión.
Cláusula laboral de continuidad y subrogación: protocolo de mantenimiento de contratos y reubicación con plazos y compromisos firmes ante sindicato; orden de prioridad para proveedores locales con control de cumplimiento.
Auditoría externa e informe anual público: auditor externo (firmas internacionales o universidad pública) con publicación anual de resultados y cumplimiento.
Comisión parlamentaria de seguimiento (multipartidaria) con acceso a documentación y facultades para convocar técnicos y auditores.
Seguro de responsabilidad civil y ambiental para eventos mayores (derrames, contaminación, siniestros).
Sin estos pasos, la aprobación sería una firma política con riesgo fiscal y ambiental para generaciones.
La empresa Corredores Viales S.A. fue declarada sujeta a privatización por el artículo 7° de la Ley 27.742 de Bases y Puntos de Partida para la Libertad de los Argentinos. El procedimiento de privatización fue autorizado por el Decreto 97/2025.
En ese marco, mediante la Resolución 29/2025 del Ministerio de Economía se convocó a la licitación pública nacional e internacional de etapa múltiple N° N° 504-0007-LPU25, correspondiente a la Etapa I, comprensiva de los tramos oriental y conexión (la “Licitación Etapa I”. Ver nuestros comentarios aquí).
El pasado 20 de noviembre de 2025 se publicó en el Boletín Oficial la Resolución 1843/2025 del Ministerio de Economía la que autorizó el llamado a la licitación pública nacional e internacional de etapa múltiple 504-0013-LPU25 para la concesión de los Tramos Sur, Atlántico, Acceso Sur y Pampa de la “Red Federal de Concesiones – Etapa II” (la “uLicitación Etapa II”).
La convocatoria incluye la aprobación de los pliegos de bases y condiciones generales y particulares, las especificaciones técnicas y el modelo de contrato de concesión (los “Documentos Licitatorios”).
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A continuación, se detallan los aspectos más relevantes de la convocatoria:
Cronograma de la Licitación Etapa II
a. Plazo para la formulación de consultas a los Documentos Licitatorios: 21 de enero de 2026 hasta las 13:00 hs. b. Plazo máximo de presentación de ofertas: hasta el 6 de febrero de 2026 a las 12:00 hs. c. Acto de apertura del Sobre N° 1: 6 de febrero de 2026, 13:00 hs.
Condiciones generales de la Licitación Etapa II
La Licitación Etapa II es de etapa múltiple, por lo que los oferentes presentarán sus ofertas en dos sobres: el primero conteniendo la documentación que acredite el cumplimiento de los requerimientos legales, mientras que el segundo contendrá la oferta económica.
A su vez, la Licitación Etapa II está dividida en dos renglones:
a. Renglón 1: tramos Sur, Atlántico, Acceso Sur; y b. Renglón 2: tramo Pampa.
Presentación de ofertas
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La presentación de las ofertas debe realizarse exclusivamente a través de la plataforma Contrat.Ar, a cuyos fines los interesados deberán estar previamente inscriptos en la categoría “Cocontratantes del Estado”, subcategoría “Concesionario Ley N° 17.520” de conformidad con las Disposiciones 84/2024 y 29/2025 de la Oficina Nacional de Contrataciones (la “ONC”).
Participación y requisitos especiales
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Como condición para participar, los oferentes deberán reunir los requisitos exigidos por las Disposiciones 84/2024 y 29/2025 de la ONC.
Si el oferente está integrado por dos o más personas, todas ellas responderán en forma solidaria e ilimitada hasta la suscripción del contrato de concesión.
Los oferentes deberán designar a un integrante quien deberá poseer una participación mínima del 30% en el capital con derecho a voto en el oferente, la que deberá, a su vez, ser mayoritaria en los derechos de voto (el “Integrante Principal del Oferente”).
En caso de resultar adjudicatario, el oferente deberá constituir una sociedad anónima cuyo objeto social estará limitado al cumplimiento del contrato de concesión y su plazo de duración deberá ser 3 años superior al plazo máximo de vigencia del contrato. En adición, el Integrante Principal del Oferente deberá mantener idéntica participación en dicha sociedad que en el oferente.
Oferta económica
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La oferta económica consistirá en el monto en pesos (sin IVA) que se solicita percibir en concepto de tarifa de peaje para la categoría 1 con sistema TelePase (Vehículos de hasta 2 ejes y hasta 2,30m de altura y sin rueda doble) para cada tramo, pudiendo optarse por alguna de las siguientes modalidades:
a. Peaje inferior a la tarifa tope, por un plazo de concesión igual a 20 años; b. Peaje igual a la tarifa tope, por un plazo de concesión de entre 20 y 30 años.
La tarifa tope para el renglón 1 es de $3.305,79 para los subtramos Sur y Atlántico, y de $1.652,89 para el subtramo Acceso Sur.
Por su parte, la tarifa tope para el renglón 2 –tramo Pampa– es de $3.388,43.
La oferta económica deberá, a su vez, consignar la tasa interna de retorno de oferta esperada por el oferente en caso de resultar adjudicatario, la que no podrá superar el 15% La TIR se utilizará como parámetro para la recomposición del equilibrio económico financiero y en casos de extinción anticipada del contrato de concesión.
En adición, los oferentes podrán contemplar un descuento en sus ofertas económicas en caso de resultar adjudicatarios de ambos renglones.
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Garantía de mantenimiento de oferta
Como condición de validez de sus ofertas, los oferentes deberán integrar una garantía de mantenimiento de oferta ejecutable a primera demanda, con una vigencia de 120 días corridos contados desde la apertura de los sobres correspondientes a la primera etapa, por los siguientes montos:
a. Renglón 1: $8.700.000.000; b. Renglón 2: $1.360.000.000.
A los efectos de constituir las garantías enumeradas previamente, se admitirán los siguientes medios: (i) depósito bancario; (ii) garantía bancaria; (iii) carta de crédito stand-by; (vi) seguro de caución; (v) depósito bancario en Unidad de Valor Adquisitivo (“UVA”).
Objeto de la concesión
El objeto del contrato de concesión consiste en:
a. La realización de obras sobre el tramo concesionado; b. La elaboración de proyectos ejecutivos de obras a ser ejecutadas en la red federal de concesiones; c. La administración y explotación por peaje de los tramos concesionados; y d. La realización de explotaciones complementarias.
Ingresos de la Concesión
El concesionario percibirá ingresos por: (i) el peaje a ser abonado por los usuarios; (ii) la explotación de áreas de servicio, servicios complementarios y predios remanentes; y (iii) cualquier otro ingreso vinculado a la concesión.
Características principales del contrato
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El contrato de concesión se celebra entre el Estado Nacional (Ministerio de Economía a través de la Secretaría de Transporte) y la sociedad anónima constituida por el adjudicatario. La autoridad de aplicación es la Dirección Nacional de Vialidad .
a. Plazo de concesión: entre 20 y 30 años, con posibilidad de prórroga de dos años adicionales a opción del concedente.
b. Equilibrio económico-financiero: En caso de ruptura del equilibrio económico financiero, las partes iniciarán un proceso de renegociación que tendrá por objeto adoptar las medidas necesarias para restablecer dicho equilibrio. Las medidas de recomposición pueden incluir la modificación del plazo o la tarifa, el diferimiento de inversiones o la compensación económica directa a través de fondos del Tesoro Nacional.
c. Mecanismo de solución de controversias: (i) negociaciones amistosas; (ii) panel técnico y (iii) tribunales nacionales en lo contencioso administrativo federal con sede en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires.
Garantías contractuales
10.1. Garantía de obras
Para el renglón 1 la garantía es de $56.200.000.000, mientras que para el renglón 2 de $11.700.000.000. Su valor se ajustará según la fórmula de actualización tarifaria prevista en los Documentos Licitatorios y deberá estar vigente hasta la finalización de las obras.
10.2. Garantía de cumplimiento de contrato
Para el renglón 1 la garantía es de $29.500.000.000, mientras que para el renglón 2 de $8.000.000.000. La garantía deberá estar vigente hasta la extinción de la totalidad de las obligaciones emergentes del contrato y el monto será actualizable conforme a la fórmula prevista en los Documentos Licitatorios.
10.3. Forma de constitución
Se admitirán como medios para la constitución de las garantías: (i) depósito bancario; (ii) garantía bancaria; (iii) carta de crédito stand-by; (vi) seguro de caución; (v) depósito bancario en UVA.
El compromiso de Corea del Sur de cerrar todas sus centrales eléctricas a carbón para el 2040 abre una importante oportunidad en el mercado del gas natural licuado. El país asiático tiene una capacidad instalada de casi 40 GW a carbón difícil de reemplazar enteramente con generación renovable y nuclear, lo que empuja la expectativa de mayores importaciones de GNL en los próximos años. Como mínimo, se espera que conviertan 14 GW de carbón a GNL para el 2038.
Corea del Sur confirmó que cerrará al menos 40 de sus 61 centrales térmicas a carbón para el 2040. Por otro lado, la fecha de retiro gradual de las 21 unidades restantes se determinará en función de la viabilidad económica y ambiental después de un debate público, con un plan específico previsto para el próximo año.
El plan de salida del carbón esta en línea con el ingreso de Corea del Sur en la Powering Past Coal Alliance (PPCA), una coalición global de más de 180 gobiernos nacionales y subnacionales, empresas y organizaciones que trabajan para impulsar la transición de la generación de energía a carbón a la energía limpia.
El país formalizó su ingreso en esta alianza el mes pasado durante la Cumbre Climática de la ONU en Brasil (COP 30). Se trata del primer país relevante en generación a carbón en Asia que se suma al acuerdo. Los otros países asiáticos firmantes son Singapur, Emiratos Árabes Unidos, Baréin, Azerbaiyán e Israel.
Oportunidad para el GNL
Corea del Sur opera actualmente la séptima flota generadora a carbón más grande del mundo, con 39 GW instalados. La participación del carbón en la generación eléctrica cayó del 42,5% en 2015 al 30,5% en 2024, aunque varias nuevas unidades de carbón han entrado en funcionamiento en los últimos años.
Los plazos de cierre y las restricciones políticas a la instalación de nueva generación nuclear y de renovables hacen pensar que aumentarán las importaciones de GNL para reemplazar unidades a carbón. Corea del Sur ya genera el 24% de su electricidad con GNL.
En cualquier caso, las decisiones concretas serán plasmadas por el Ministerio de Clima, Energía y Ambiente en el 12° Plan Básico de Oferta y Demanda de Electricidad (2026-2040) que será publicado el próximo año.
El plan vigente, que cubre el período 2024-2039 y que fue publicado por el anterior gobierno, estipula la conversión de 28 unidades a carbón con una capacidad combinada de 14,1 GW a GNL. También se indica que 12 unidades a carbón con 6,8 GW de capacidad serían convertidas a almacenamiento por bombeo, hidrógeno o co-combustión de carbón con amoníaco, todo para el 2038.
Sin embargo, la actual administración del presidente Lee Jae-Myung ha indicado que no tiene la intención de permitir que esas 12 plantas cambien a la co-combustión con amoníaco, un mix que reduce sensiblemente las emisiones de carbono. Tampoco buscará aprobar la construcción de nuevos reactores nucleares y solo mantendrá los proyectos previamente aprobados y en construcción.
La Empresa Nacional del Petróleo (ENAP) de Chile formalizó una serie de contratos de suministro de crudo proveniente de la formación no convencional de Vaca Muerta. Estos acuerdos, suscriptos con las petroleras YPF, Vista Energy, Shell Argentina y Equinor, establecen una vigencia hasta junio de 2033 y representan un valor proyectado cercano a los US$12.000 millones.
Adicionalmente, el acuerdo refuerza el posicionamiento logístico de ENAP al habilitar la exportación del crudo de Vaca Muerta a terceros mercados. Esto se realizará a través de la Terminal Marítima de San Vicente, en Talcahuano, consolidando este punto como un nuevo hub para la salida del producto hacia el Océano Pacífico.
La energética chilena destacó que la magnitud del compromiso lo convierte en el mayor acuerdo comercial en la historia de ENAP. A modo de referencia, la cifra supera el intercambio comercial anual total entre Chile y la Argentina, que actualmente asciende a aproximadamente US$8.000 millones.
Otasa se inauguró en 1994 y tiene capacidad de 110.000 barriles día.
Los contratos garantizan el abastecimiento de cerca del 35% de la demanda anual de crudo de ENAP y se sustentan en el restablecimiento operativo del Oleoducto Trasandino (Otasa), cuya capacidad técnica de transporte es de unos 110.000 barriles diarios.
Otasa, tras 16 años de inhabilitación
Este ducto, con más de 400 kilómetros de extensión y construido en la década de 1990, reanudó sus envíos de petróleo hacia las instalaciones de ENAP en Hualpén, Región del Biobío, en 2023, tras un proceso de rehabilitación que siguió a 17 años de inactividad.
La materialización de estos contratos, que culminan un proceso de negociación y pruebas operacionales superior a los dos años, tiene entre sus múltiples beneficios estratégicos que aporta estabilidad al suministro de crudo, fortaleciendo la seguridad energética de Chile.
La potencia de la cadena logística transcordillerana reduce la dependencia del transporte marítimo que actualmente tiene Chile, mercado que está sujeto a factores externos como condiciones climáticas y congestión portuaria, lo que en distintas ocasiones provocó demoras en la entrega y sobrecostos logísticos.
En ese sentido, Enap también señaló que la transferencia por oleoducto se traduce en una reducción de los tiempos de traslado y los costos financieros asociados, además de permitir contar con un crudo de menor contenido de azufre, lo que ofrece ventajas ambientales.
Tras 16 años inhabilitado el ducto comenzó a bombear en 2023.
Julio Friedmann, gerente general de ENAP, enfatizó que el acuerdo es un «hito de mucha relevancia y coherencia con las definiciones estratégicas» de la compañía, alineado con su plan al año 2040.
ENAP refuerza su competitividad
«El resultado de este acuerdo contribuye a mejorar la competitividad de ENAP y permite a nuestro país contar con mayor seguridad energética, pues podremos fortalecer la producción de combustibles fundamentales para las industrias, el transporte y la vida cotidiana de las personas,” declaró Friedmann.
El ejecutivo también subrayó que, si bien se refuerza la flexibilidad del suministro por ducto, ENAP mantiene operativas sus capacidades de importación marítima internacionalcomo mecanismo de contingencia ante eventuales interrupciones en la entrega desde la Argentina.
El ducto de exportación se inauguró en 1994 y consiste en una cañería de 16” y 425 kilómetros de longitud, que parte desde el nodo Puesto Hernández en la provincia de Neuquén a unos 700 metros de altura, trepa hasta casi 2.000 metros para cruzar la Cordillera de los Andes para descender luego hasta el mar.
Empresas generadoras de energía renovable negocian incluir un artículo en el proyecto de Ley de Presupuesto 2026 que se tratará en diciembre en sesiones extraordinarias en el Congreso.
La intención es conseguir el paraguas de la ley de leyes para darle una prórroga al régimen de estabilidad jurídica y fiscal de la Ley 27.191, que reguló al sector desde 2015 y vence el 31 de diciembre. La extensión de la prórroga todavía no está definida, ya que la ley de Presupuesto permite un período más prolongado que un año.
La intención es conseguir el paraguas de la ley de leyes para darle una prórroga al régimen de estabilidad jurídica y fiscal de la Ley 27.191.
En el sector apuntaban a una nueva ley para la generación renovable que había logrado dictamen en septiembre y tenía el consenso de las generadoras renovables, la Secretaría de Energía, a cargo de María Tettamanti, y hasta contaba con el aval de los bloques de la oposición. Pero al proyecto, que impulsaba el diputado del PRO, Martín Maquieyra, nunca se discutió en el recinto y se terminará de caer con la nueva composición del Congreso.
Fuentes cercanas a la Cámara de Generadores y Cadena de Valor de Energías Renovables (que utiliza las siglas CEA), al tanto de las negociaciones legislativas, confirmaron a EconoJournal que la alternativa que analizan abogados vinculados a generadoras es “ganar tiempo” bajo el paraguas de la Ley de Presupuesto. “En 2026 se podrá discutir otra ley, pero ahora tenemos que darle una prórroga a la estabilidad de la 27.191 porque termina a fin de año”, agregaron.
Las generadoras eólicas y solaresno quieren quedar en un limbo normativo y entienden que, con tan poco tiempo, la mejor opción es la inclusión de un artículo específico en el proyecto de Ley de Presupuesto que se debatirá a partir del 10 de diciembre.
Un solo artículo
La idea es presentar un artículo que sólo extienda la seguridad jurídica y fiscal de la Ley 27.191. Según pudo conocer EconoJournal de distintas fuentes, la breve redacción del apartado que analizan abogados de la industria sería la siguiente:
“ARTÍCULO 1: Prórrogase hasta el 31 de diciembre de 2055, inclusive, el plazo establecido en el artículo 17 de la ley 27.191”. La extensión de la prórroga “todavía no está determinada”, aclararon.
El artículo mencionado de la Ley 27.191 establece que “no estarán gravados o alcanzados por ningún tipo de tributo específico, canon o regalías, sean nacionales, provinciales, municipales o de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires”.
Un alto ejecutivo de una generadora renovable comentó a EconoJournal que “queremos evitar que a alguien se le ocurra poner un impuesto al viento o al sol, como se intentó alguna vez, o que se cree una tasa de seguridad e higiene que termina perjudicando a los proyectos renovables”.
El artículo no incluiría los beneficios impositivos de la Ley 27.191, como la devolución anticipada del IVA en pagos de bienes y servicios, amortizaciones aceleradas del Impuesto a las Ganancias, certificados fiscales para componentes nacionales, compensaciones por quebrantos, entre otros. El gobierno tampoco quiere establecer metas como la de alcanzar un 20% de participación de las energías renovables en el consumo de los grandes usuarios, como lo fijó para el 31 de diciembre de 2025 la Ley 27.191.
El Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI) otorga estabilidad fiscal, pero sólo para los grandes proyectos renovables, ya que para lograr la adhesión al esquema tienen que tener una inversión mínima de US$ 200 millones. Hasta el momento, los proyectos renovables adheridos al RIGI son el parque solar El Quemado (YPF Luz) y el eólico La Rinconada (PCR y Arcelormittal Acindar). En el sector entienden que, si no se logra un paraguas legal nuevo, el resto de los proyectos quedarán si estabilidad fiscal y jurídica.
Sin tratamiento
El sector de renovables apostaba a un proyecto de ley que impulsó el diputado Martín Maquieyra (PRO) y que apoyaba el área energética del gobierno, y contaba con los votos también de Unión por la Patria, según indicaron distintas fuentes a EconoJournal. La iniciativa había logrado dictamen en comisión en septiembre. El triunfo peronista de las elecciones en la provincia de Buenos Aires congeló la agenda parlamentaria y el triunfo libertario de octubre revitalizó al oficialismo.
Sin embargo, luego de las elecciones legislativas el gobierno de Javier Milei frenó varios proyectos en el Congreso, entre ellos el de Maquieyra, porque entendió que había logrado un apoyo mayor al esperado y estaba en una posición de ventaja para negociar con los gobernadores la agenda de las sesiones extraordinarias, explicó a EconoJournal una fuente del sector. “Martín Menem (presidente de la Cámara de Diputados) eligió otros proyectos en base a la negociación con los gobernadores”, subrayaron.
Lo cierto es que el proyecto nunca se trató en el recinto y, con la renovación de 127 bancas del 10 de diciembre, terminará de caerse. La iniciativa de Maquieyra, que además deja su banca el próximo miércoles, apuntaba a 20 años de estabilidad fiscal y jurídica para la generación renovable en el país, ente otros puntos.
En el marco del Programa Nacional de Focalización de Subsidios Energéticos, el Gobierno Nacional continúa con la revisión integral del padrón del Registro del Acceso a los Subsidios Energéticos (RASE) mediante el cruce de información georreferenciada, registros administrativos y bases públicas y privadas.
Al respecto incorpora el análisis de urbanizaciones cerradas de la provincia de Córdoba, donde se identificaron 2.854 hogares que recibían subsidios a pesar de residir en countries y barrios de alto poder adquisitivo.
La metodología aplicada utiliza herramientas de Sistemas de Información Geográfica (GIS), imágenes satelitales y padrones provistos por los entes reguladores. Gracias a este enfoque, se detectaron suministros categorizados como N2 y N3 dentro de áreas que exhiben manifiesta capacidad contributiva, lo que implica un claro error de inclusión, describió la Secretaría de Energía de la Nación.
Como resultado de ésta tarea, “todos los usuarios residenciales del RASE ubicados dentro de las urbanizaciones georreferenciadas serán recategorizados como Nivel 1 (Mayores Ingresos), conforme a los criterios establecidos para garantizar una distribución equitativa de los subsidios”, se indicó.
Los usuarios recategorizados podrán pedir revisión mediante la plataforma de Trámite a Distancia (TAD), pero cargan con la obligación de probar que la exclusión es incorrecta.
Esta medida complementa la primera etapa del proceso, donde en el AMBA y en el barrio porteño de Puerto Madero ya se habían detectado y recategorizado más de 15.518 usuarios que percibían subsidios de manera indebida. En conjunto, ambas recategorizaciones representan un ahorro fiscal estimado de $ 3.560 millones, reforzando así la eficiencia y sostenibilidad del sistema de subsidios, se detalló.
“El Gobierno reafirma su compromiso con un sistema de subsidios justo, transparente y sin privilegios, que cuide los recursos públicos y enfoque la ayuda únicamente en quienes realmente la necesitan. La depuración del padrón continuará avanzando en todas las regiones del país para consolidar un esquema sostenible y equitativo”, advirtió Energía.
YPF, Vista, Shell Argentina y Equinor firmaron acuerdos con la Empresa Nacional de Petróleo de Chile (Enap) para la exportación de shale oil desde Vaca Muerta, con vigencia hasta junio de 2033.
Los acuerdos contemplan la exportación al país trasandino de un volumen inicial agregado de hasta 70.000 barriles diarios, lo que podría generar ingresos para el país estimados en 12.000 millones de dólares a lo largo de su ejecución, describió YPF.
El vínculo con Enap se profundizó en los últimos años a partir de la rehabilitación del Oleoducto Trasandino (OTA), y la construcción del Oleoducto Vaca Muerta Norte, infraestructura clave para optimizar la evacuación de crudo hacia Chile y, potencialmente, a los mercados internacionales por el Pacífico, destacó un comunicado.
En la actualidad el 40 % de las exportaciones de crudo de la cuenca neuquina se realizan por este sistema de transporte, se indicó.
“Este acuerdo refleja el compromiso de las principales compañías del sector en trabajar para impulsar la producción y las exportaciones, consolidando al país como un proveedor confiable de energía para distintos mercados del mundo”, se destacó.
En el marco del Future Energy Summit (FES) Southern Cone, el abogado Brendan Oviedo, socio del área de Energía y Cambio Climático del estudio Hernández & Cía y expresidente de la Asociación Peruana de Energías Renovables, trazó un diagnóstico preciso sobre los obstáculos que enfrenta Perú para impulsar su transición energética.
“En Perú, si no tienes un PPA, no financias un proyecto”, manifestó Oviedo al explicar las dificultades que aún impiden la bancabilidad de iniciativas eólicas y solares en el país.
Actualmente, el mercado peruano carece de una demanda madura, lo que limita la firma de contratos de compraventa de energía que resultan imprescindibles para obtener financiamiento. “La pregunta es, ¿a quién le compras ese PPA? ¿Quién te vende ese PPA? Eso está difícil”, sostuvo el abogado, quien señaló que, aunque se ha separado la potencia de la energía, aún no hay compradores firmes ni hábitos de contratación a largo plazo.
A este escenario se suma el comportamiento del sistema financiero, fuertemente condicionado por experiencias en mercados vecinos. “Compartimos a los mismos banqueros que Chile, y como consecuencia de eso tienen mucha sensibilidad respecto a problemas del sistema, problemas de contratación”, subrayó. Esta percepción se ve reforzada por la ausencia de contratos seguros, las dudas sobre el curtailment y la falta de experiencia local en contratos de mediano o largo plazo.
A nivel de costos, el ejecutivo detalló que actualmente el costo marginal está en 25 dólares por MWh, mientras que los promedios mensuales rondan los 30 dólares MWh. No obstante, en eventos de sequía, esos valores pueden escalar a 70 u 80 dólares por MWh, ya que el sistema debe recurrir a generación térmica adicional. Esto, señala, evidencia una oportunidad creciente para las renovables y el almacenamiento, particularmente ante las limitaciones estructurales del sector de gas natural. “Estamos concentrados en un solo ducto y no hay propuestas eficientes de nuevos”, advirtió Oviedo.
Frente a este contexto,la Ley 32249 representa un paso importante para modernizar el sistema eléctrico peruano. El marco normativo, aprobado en enero del corriente año, impulsa nuevas figuras y mercados que buscan dotar al sector de mayor flexibilidad, previsibilidad y competitividad.
Sin embargo, Oviedo remarca que la ley aún necesita reglamentarse para producir efectos concretos. “Recién se ha hecho una publicación de un primer reglamento de licitación de distribuidoras”, explicó, y advirtió que aún no se han presentado borradores del reglamento de servicios complementarios, que debiera entrar en vigencia en 2026.
La creación del mercado de servicios complementarios es uno de los hitos claves de la nueva legislación. Este mercado incorpora una figura innovadora: el prestador de estos servicios, que permitirá incorporar tecnologías de almacenamiento stand-alone, algo fundamental para brindar confiabilidad al sistema y bancabilidad a los proyectos. La nueva norma también busca que los generadores renovables ya no estén exceptuados de prestar servicios de regulación primaria y frecuencia, cerrando brechas operativas importantes.
Desde el punto de vista técnico, Perú cuenta con una capacidad instalada de 15 GW y una demanda máxima de 8 GW, lo que ofrece un margen considerable para el crecimiento renovable. Hoy, la generación está compuesta por un 50% hidroeléctrica, un 38% térmica (principalmente a gas natural), y solo 12% renovable no convencional, cifra que baja a 10% si se considera la variabilidad anual.
“Pero el potencial es inmenso. Tenemos más de 20 mil megavatios en proyectos exclusivamente eólicos y solares en estudios eléctricos”, aseguró el especialista, quien consideró que “los próximos años van a ser renovables”. La clave estará en transformar ese portafolio de proyectos en inversiones concretas, algo que dependerá directamente del diseño de mecanismos de contratación eficientes.
Lecciones desde Chile: cómo Perú busca evitar errores y acelerar su transición
A pesar de los desafíos, el especialista se mostró ptimista respecto a los aprendizajes que pueden tomarse del caso chileno. “Gracias a su experiencia, vamos a poder implementar con, esperemos, mucha eficiencia”, afirmó. Reconoció, sin embargo, que Perú está unos 10 años regulatorios detrás de Chile, especialmente en lo que refiere a renovables y sistemas de almacenamiento.
Un elemento distintivo del sistema peruano, en comparación con Chile, es la solidez de su red de transmisión. Desde 2006, se desarrolló un esquema de licitaciones para líneas garantizadas bajo una figura conocida como TRONCAL complementaria. Estas líneas se adjudican con contratos a 30 años, con esquemas de remuneración de CAPEX y OPEX financiados vía tarifa eléctrica.
“Tenemos un sistema bastante robusto”, destacó, señalando también que la geografía menos angosta que la chilena permite una configuración más ramificada, lo que reduce cuellos de botella.
De cara al futuro, Oviedo enfatizó que es urgente contar con una política energética clara y un plan de desarrollo consistente, que alinee las decisiones públicas y privadas.
“Ya van años que se van elaborando las políticas, pero es indispensable tener una visión clara de la regulación que se va a implementar”, analizó.
Finalmente, dejó un comentario que refleja tanto el entusiasmo como la incertidumbre política que atraviesa el país: “Solo le pido a Dios que tengamos un solo presidente en los próximos cinco años… y que si termina, no termine preso”, ironizó, en alusión a la inestabilidad institucional que también condiciona el clima de inversiones en el sector energético peruano.
Sungrow redobla su apuesta por el mercado colombiano. Con 1,4 gigavatios en proyectos ya suministrados, la compañía afianza su posición como uno de los actores más relevantes del país, ahora con un nuevo diferencial: el despliegue de una estructura sólida de postventa, con personal técnico propio y una bodega de repuestos en Cartagena que permite respuestas inmediatas a los requerimientos de clientes.
En el marco del FES Colombia 2025, en una entrevista exclusiva con Energía Estratégica, Héctor Núñez, North Latam Head of Sales de Sungrow, reveló que la compañía ya opera la batería de almacenamiento más grande del país, con 7 MWh de capacidad, y explicó cómo están fortaleciendo su estrategia de soporte técnico local.
A diferencia de otras compañías que tercerizan este tipo de tareas, Sungrow optó por formar y distribuir técnicos propios en las regiones donde están sus principales instalaciones. La decisión no solo apunta a mejorar los tiempos de respuesta, sino también a garantizar un control directo de la calidad del servicio.
La compañía, además, ofrece capacitaciones a los clientes para dotarlos de autonomía operativa sin depender exclusivamente del fabricante.
Con este enfoque, la firma busca dejar claro que su compromiso va más allá de la entrega de equipos. La estructura en Colombia fue pensada para acompañar a los proyectos en el largo plazo, una necesidad cada vez más valorada por los desarrolladores en un contexto de creciente complejidad técnica.
Por otra parte, la discusión sobre la regulación del almacenamiento de energía en Colombia fue otro de los ejes del encuentro.
El ejecutivo valoró positivamente el primer borrador normativo presentado por el Gobierno, que incluye la integración de baterías para servicios complementarios como regulación de frecuencia primaria y secundaria.
Si bien el documento aún se encuentra en construcción, el sector reconoce que se trata de un paso clave hacia la consolidación del almacenamiento como una solución económicamente viable.
En diálogo con este medio, el ejecutivo planteó que uno de los puntos centrales será establecer un tarifario atractivo que haga rentable el uso de baterías en aplicaciones reales, más allá de una simple obligación técnica. Para ello, será clave que la normativa contemple incentivos adecuados que permitan monetizar los beneficios que las baterías aportan al sistema, tanto en términos operativos como de estabilidad de red.
El avance regulatorio en Colombia es incipiente, sobre todo en comparación con otros países de la región. En Chile, por ejemplo, el uso de sistemas de almacenamiento ya es parte integral del desarrollo renovable, mientras que en República Dominicana se volvió obligatorio hace más de un año y medio.
La experiencia regional demuestra que la normativa no solo habilita la incorporación de tecnología, sino que también dispara inversiones cuando define reglas claras y esquemas de remuneración atractivos.
De cara al futuro inmediato, el panorama colombiano presenta oportunidades claras, aunque no exentas de desafíos. 2026 será un año marcado por el ciclo electoral, y si bien esto podría introducir ciertas tensiones en la toma de decisiones, la demanda de energía no se detiene.
Según anticipó Núñez, los últimos dos trimestres del año han mostrado una fuerte reactivación de proyectos de gran escala, que se espera queden definidos y en ejecución entre finales de este año y comienzos del próximo.
Desde la perspectiva de Sungrow, Colombia seguirá siendo un mercado estratégico para el crecimiento de las renovables en la región. La combinación de necesidad energética, avances regulatorios y disponibilidad tecnológica abre una ventana de oportunidades que la empresa busca capitalizar.
“Independientemente del panorama político, creemos que lo que viene en Colombia va a ser muy bueno, y estamos dispuestos a poder ayudar al país”, afirmó.
Además del despliegue local en Colombia, Sungrow también consolida su posicionamiento regional. La compañía confirmó recientemente la realización del Sungrow Summit Latam 2025, que tendrá lugar en Chile durante el primer semestre del próximo año. El evento se enfocará en las últimas innovaciones tecnológicas del portafolio de la empresa y reunirá a desarrolladores, utilities y grandes integradores del continente. La convocatoria busca no solo mostrar avances, sino también generar instancias de networking estratégico en un momento clave para la transición energética en América Latina.
Con una batería récord en operación, servicios postventa avanzados y una visión optimista a futuro, Sungrow se posiciona como uno de los protagonistas de la transición energética en Colombia, mientras el sector avanza hacia una nueva etapa, marcada por la madurez técnica y la necesidad de marcos regulatorios sólidos.
En el marco de la feria GENERA 2025, PVH mostró una estrategia consolidada de adaptación industrial y expansión internacional, en un contexto de presión creciente sobre los precios en el sector fotovoltaico. Eduardo Chillarón, responsable de ingeniería de la empresa, detalla en entrevista exclusiva con Energía Estratégica cómo se logró que el sistema de premontaje pase de ser un opcional a una condición innegociable para los clientes y cómo avanza la compañía en su apuesta por estructuras fijas, nuevos mercados y formación técnica para instaladores.
– Eduardo, estamos cerrando el año en el marco de GENERA 2025. ¿Qué balance haces desde PVH, particularmente en un contexto que no fue fácil para el sector en varios mercados clave?
Este año ha sido un año muy bueno para PVH. Estamos cubriendo prácticamente todos los mercados globales. Ha sido un buen año en España, pese al contexto. En Middle East, Australia, y en Estados Unidos, donde estamos despegando.
— Justamente, en España fue un año desafiante para muchos actores del sector. ¿Qué factores permitieron que a ustedes les vaya bien, a contramano del promedio?
Nos hemos conseguido adaptar a las necesidades del mercado, tanto en coste como en soluciones técnicas. El mercado español ha sido muy agresivo en precios, y logramos entrar en proyectos adaptándonos también a plazos de ejecución y restricciones de movimiento de tierras.
— ¿Y qué soluciones concretas presentaron este año en esa línea de adaptación técnica?
Consolidamos nuestra solución Terrain Response, un tracker que se adapta al terreno y permite movimiento de tierra cero, ayudamos mucho en ese sentido. Y, además, aportamos soluciones de premontaje, enviando desde fábrica todos los componentes ensamblados, lo que reduce notablemente el tiempo de obra.
— Hablemos precisamente de ese sistema de premontaje. ¿Qué lo diferencia de otros esquemas tradicionales que siguen vigentes en el sector?
Todos los elementos de unión llegan preensamblados desde fábrica con los tornillos colocados. No mandamos ningún tornillo suelto. Te llega ya simplemente para colocarlo, abrirlo, colocarlo encima del poste y poner el tubo. Esto permite evitar pérdidas de tornillería y elimina el trabajo manual sucio de obra. Al realizarse en fábrica, es más eficiente, con menor coste y el impacto se ve directamente en los tiempos.
— ¿Y en términos de impacto real en la ejecución, qué resultados concretos están viendo?
Reducimos hasta un 44% las horas hombre en montaje. Eso mejora el cumplimiento del COD, reduce costos y baja la necesidad de recursos humanos. Hoy por hoy, los propios clientes nos dicen: no quiero que lo quitéis, ya sin esto no lo quiero’, porque han visto todo el ahorro de problemas.
— ¿Cuál es el diferencial de estas soluciones?
La principal diferencia es que nosotros somos fabricantes. Tenemos nuestras propias fábricas, nuestras propias máquinas, compramos materia prima y producimos. Otros competidores dependen más de proveedores. Ese control industrial nos permite implementar el premontaje con eficiencia. Aunque al principio se ofrecía como un extra, hoy es inherente al producto. Aunque queramos, no podemos enviarlo sin premontar.
— ¿Dónde están operando actualmente esas plantas de producción?
Tenemos fábrica en España, en Cheste; en Middle East, para los proyectos de Jeddah; y en Houston, con 2 fábricas para cubrir el mercado estadounidense. Además, trabajamos con proveedores en China, Turquía e India, según el componente.
— El montaje también depende de la instalación en campo. ¿Cómo están abordando esa parte con los instaladores? ¿Los acompañan en el proceso de adaptación al nuevo sistema?
Capacitamos a todos los montadores con formaciones y certificaciones. Vienen a nuestras instalaciones, ven el producto, cómo les va a llegar, y los formamos para trabajar con él. . El sistema fue diseñado para que sea muy sencillo de instalar incluso con personal no altamente cualificado, ante la escasez de mano de obra calificada.
— Muchos actores están empezando a hablar nuevamente de estructura fija, incluso en mercados como Europa. ¿Ustedes también están viendo esa tendencia?
Sí, estamos viendo lo mismo. Lanzamos una estructura fija optimizada hace apenas un mes. Hicimos un túnel de viento específico para optimizar todos los componentes, y conseguimos una solución más ligera y más económica, adaptada al mercado actual. La demanda viene fuerte sobre todo desde el norte de Europa, donde el rendimiento de seguidores es menor.
-¿Qué los llevó a apostar nuevamente por estructura fija?
La clave fue la demanda del mercado. Hay proyectos en el norte de Europa donde al seguidor no se le saca tanto rendimiento… es donde se mueve la estructura fija. La estrategia apunta a cubrir mercados emergentes que crecerán en volumen solar en los próximos años.
— Si hablamos de mercados, ¿cómo está hoy distribuido el negocio de PVH?
Actualmente, la mayoría del negocio está entre Europa y Middle East, con presencia también en Australia y Estados Unidos. El proyecto más grande de 2025 fue Humaij en Arabia Saudí, con 2,5 GW, lo que marca un hito para la empresa.
— En ese contexto de expansión global, ¿cuáles son sus perspectivas para el corto y mediano plazo, pensando en 2026 y 2027?
Para 2026 esperamos otro buen año en España, pero sobre todo anticipamos una expansión equilibrada entre Europa, Middle East y Estados Unidos. En 2027 tenemos más incertidumbre en la demanda del mercado español, pero hemos construido una base sólida para equilibrar el crecimiento en las diferentes regiones.
— ¿Y desde el lado de producto e innovación, hacia dónde apuntan para 2026?
La prioridad tecnológica para el año que viene es consolidar la estructura fija recientemente optimizada y seguir acompañando a los clientes con productos que ofrezcan servicio y reduzcan costos en toda la cadena: montaje, movimiento de tierras y operación. Se trata de estar con el cliente no solo en ofrecerle un producto bueno y en precio, sino uno que le dé un servicio integral y evite contratiempos.
— No podemos dejar de hablar de precios. En muchas regiones, 2025 fue marcado por una caída fuerte. ¿Qué están observando ustedes?
Una locura. Estamos en todas las regiones y vemos cómo Europa se acerca a los precios agresivos de Middle East. Sobre todo España, este año ha sido muy agresivo en precios. Los precios han bajado fuertemente respecto a 2024, pero consideramos que se está llegando al límite. La evolución dependerá de cómo actúe la Unión Europea frente al ingreso de materiales extranjeros, especialmente desde China.
Con presencia consolidada en mercados como Europa, Middle East, Australia y expansión en Estados Unidos, PVH apuesta por una industrialización del montaje fotovoltaico, a través de su sistema de premontaje en fábrica que ya reduce hasta un 44% los tiempos en obra. En GENERA 2025, la compañía presentó además una nueva estructura fija optimizada para responder a las demandas de precios agresivos y adaptarse a geografías donde el uso de seguidores no es tan eficiente.
Uno de los lanzamientos más consultados por los asistentes ha sido AxoneDuo Infinity™, un seguidor versátil que se adapta a distintas condiciones del terreno y ofrece flexibilidad en la disposición de proyectos. Todo esto se complementa con un programa de formación técnica para instaladores y una estrategia de crecimiento que anticipa continuidad en 2026 y un escenario desafiante en 2027.
Terminó en el puerto de San Antonio Este la descarga de las 10.000 toneladas de caños de acero que arribaron hace días a bordo del buque Billion Star, con materiales clave para el gasoducto del proyecto GNL de Southern Energy. El gobernador Alberto Weretilneck destacó la novedad y adelantó que “con los materiales ya acopiados, se prepara el obrador y el inicio del traslado hacia los frentes de obra”.
“Cada avance confirma algo importante: Río Negro es clave en el futuro energético argentino, con un Estado activo que acompaña inversiones estratégicas y genera oportunidades para nuestra gente”, manifestó el Mandatario.
El Billion Star, de 175,53 metros de eslora y 29,4 metros de manga, había arribado con unas 2.265 unidades de caños de acero de distintos diámetros, que conforman el primer cargamento crítico para la construcción del gasoducto dedicado al proyecto. Estos tubos serán clave tanto para los tramos terrestres como los segmentos submarinos del ducto que conectará la red troncal con las futuras unidades flotantes de licuefacción (FLNG) previstas en el marco del proyecto.
Operativo portuario: término y siguientes pasos
El operativo portuario se desarrolló conforme al cronograma previsto, con maniobras de izaje, manipulación especializada y acopio seguro de la carga. Concluida la descarga, los caños fueron depositados en el predio de la terminal portuaria de San Antonio Este, donde permanecerán almacenados en forma ordenada.
En las próximas semanas se llevará adelante la adecuación del sitio destinado al obrador, para luego organizar el traslado de los tubos desde el puerto hacia los frentes de obra. Fuentes del proyecto estiman que este traslado comenzará en aproximadamente un mes.
Qué representa este avance para la obra del gasoducto
La finalización de la descarga marca el cierre de la primera fase logística y da paso al armado del sistema de acopio, la logística terrestre y los preparativos para el tendido del ducto. Con ello, el proyecto de GNL ingresa en su fase visible de construcción luego de un largo período de planificación y gestiones administrativas.
San Antonio Este consolida así su rol como hub portuario estratégico para la infraestructura energética nacional, habilitando la logística necesaria para conectar la red de gas con las futuras plantas flotantes de licuefacción.
Sobre SESA
Southern Energy SA (SESA) es una compañía integrada por un consorcio de cinco grandes jugadores del sector energético: Pan American Energy (PAE) con el 30% de participación, YPF con el 25%, Pampa Energía con el 20%, Harbour Energy con el 15% y Golar LNG con el 10%.
Este esquema accionario combina productores de gas de Vaca Muerta, empresas con fuerte presencia en generación y trading energético, y un socio tecnológico especializado en infraestructura flotante de GNL, lo que le da al proyecto una base empresarial sólida y diversificada para competir en el mercado global.
En el marco del Programa Nacional de Focalización de Subsidios Energéticos, el Gobierno Nacional continúa con la revisión integral del padrón del Registro del Acceso a los Subsidios Energéticos (RASE) mediante el cruce inteligente de información georreferenciada, registros administrativos y bases públicas y privadas. Esta nueva etapa incorpora el análisis de urbanizaciones cerradas de la provincia de Córdoba, donde se identificaron 2.854 hogares que recibían subsidios a pesar de residir en countries y barrios de alto poder adquisitivo.
La metodología aplicada utiliza herramientas de Sistemas de Información Geográfica (GIS), imágenes satelitales y padrones provistos por los entes reguladores. Gracias a este enfoque, se detectaron suministros categorizados como N2 y N3 dentro de áreas que exhiben manifiesta capacidad contributiva, lo que implica un claro error de inclusión.
Como resultado, todos los usuarios residenciales del RASE ubicados dentro de las urbanizaciones georreferenciadas serán recategorizados como Nivel 1 (Mayores Ingresos), conforme a los criterios establecidos para garantizar una distribución equitativa de los subsidios.
Los usuarios recategorizados podrán pedir revisión mediante la plataforma de Trámite a Distancia (TAD), pero cargan con la obligación de probar que la exclusión es incorrecta.
Esta medida complementa la primera etapa del proceso, donde en el AMBA y en el barrio porteño de Puerto Madero ya se habían detectado y recategorizado más de 15.518 usuarios que percibían subsidios de manera indebida. En conjunto, ambas recategorizaciones representan un ahorro fiscal estimado de $3.560 millones, reforzando así la eficiencia y sostenibilidad del sistema de subsidios.
El Gobierno reafirma su compromiso con un sistema de subsidios justo, transparente y sin privilegios, que cuide los recursos públicos y enfoque la ayuda únicamente en quienes realmente la necesitan. La depuración del padrón continuará avanzando en todas las regiones del país para consolidar un esquema sostenible y equitativo.
Enap y las empresas YPF, Vista Energy, Shell Argentina y Equinor, anunciaron hoy la firma de contratos de suministro de crudo proveniente del sector de Vaca Muerta, ubicado en la provincia de Neuquén, con vigencia hasta junio 2033.
Los acuerdos, que permitirán abastecer en torno al 35% de la demanda anual de crudo de Enap, contemplan el transporte de esta materia prima a través del Oleoducto Trasandino construido en la década de los 90 y que tiene más de 400 kilómetros de extensión. Este oleoducto, tras 17 años de inactividad, retomó desde 2023 los envíos de petróleo hacia las instalaciones de Enap en Hualpén, Región del Biobío, luego de un exhaustivo proceso de rehabilitación.
Los contratos, suscritos tras un proceso de negociación y pruebas operacionales de más de dos años, involucran un valor proyectado cercano a los US$12.000 millones, convirtiéndolo en el mayor acuerdo comercial en la historia de Enap. A modo de referencia, el intercambio comercial anual total entre Chile y Argentina es hoy cercano a US$8.000 millones.
La firma de estos contratos entrega mayor seguridad y estabilidad al abastecimiento de crudo, refuerza la seguridad energética del país vecino, potencia la cadena logística a ambos lados de la cordillera y reduce la dependencia del transporte marítimo (impactado regularmente por elementos como las condiciones climáticas o la congestión portuaria). Además, permite adquirir un crudo con un menor contenido de azufre, lo que resulta beneficioso desde el punto de vista ambiental.
También refuerza el posicionamiento anunciado recientemente por Enap en torno a su negocio logístico, porque hará posible la exportación del crudo de Vaca Muerta a través del Terminal Marítimo de San Vicente, ubicado en Talcahuano, potenciando este punto como un nuevo hub para la salida de este producto por el océano Pacífico.
“Este es un hito de mucha relevancia y coherencia con las definiciones estratégicas que hemos adoptado y que está en línea con el plan que proyecta Enap al 2040. El resultado de este acuerdo contribuye a mejorar la competitividad de Enap y permite a nuestro país contar con mayor seguridad energética, pues podremos fortalecer la producción de combustibles fundamentales para las industrias, el transporte y la vida cotidiana de las personas”, aseguró el gerente general de Enap, Julio Friedmann.
El ejecutivo chileno resaltó que la transferencia por oleoducto reduce los tiempos de traslado del crudo y los costos financieros asociados a ello y que Enap mantiene plenamente vigentes sus capacidades de importación marítima internacional, fortaleciendo su flexibilidad ante contingencias que puedan ocurrir en la entrega desde Argentina.
La empresa petrolera YPF permitirá realizar los pagos con criptomonedas, entre ellas el Bitcoin, para la compra en sus productos y combustibles. Cómo funcionará el nuevo sistema propuesto por la empresa estatal.
Según replicó la agenciaNoticias Argentinas, la medida va en línea con los nuevos métodos de implementación que permitie YPF, entre las que incorporó la posibilidad de pagar en dólares desde su aplicación móvil.
Actualmente, el Bictoin cotiza en un valor cercano a los €80 mil euros (aproximadamente US$92.597), tras haber pasado jornadas de incertidumbre en el mercado.
Luego de haber perforado los US$100 mil dólares y haber alcanzado un retroceso superior al 20% desde el máximo de octubre, la criptomoneda se mantiene estable en su cotización.
Pago con dólares
Este nuevo método se suma al ya anunciado pago de productos y servicios con dólares mediante la app de YPF.
En octubre, la petrolera comunicó la incorporación del pago con dólares a través de su aplicación móvil, disponible para la compra de combustible, productos en las Tiendas FULL y servicios provistos por YPF Boxes en toda la red de estaciones de servicio del país.
Según informó la empresa, todos los usuarios que cuenten con Dinero en Cuenta (DeC) habilitado y posean una cuenta bancaria en dólares (CBU) a su nombre podrán transferir fondos a la cuenta corriente en USD de YPF Digital (YDI) en Banco Santander.
Cómo funcionará el pago con criptomonedas
La función se realizará mediante la aplicación de YPF, a través de un dispositivo móvil. Para concretar el pago, la persona deberá tener una cuenta bancaria habilitada en dólares.
Los fondos ingresarán al ecosistema digital de la petrolera a través de una transferencia desde la cuenta habilitada hacia una cuenta corriente en dólares de YDI, la compañía de servicios digitales y financieros de la la empresa estatal.
Por el momento se utilizará al Banco Santander como soporte teconlógico para las transferencias, según detalló el periodista Andrés Sanguinetti
Javier Martínez Álvarez, vicepresidente institucional del Grupo Techint, analizó el potencial de Vaca Muerta y remarcó que ofrece una oportunidad para desarrollar valor agregado. A su vez, advirtió sobre la complejidad que supone un mundo en plena transformación geopolítica y llamó a tomar distancia de China y alinearse con Estados Unidos.
“La integración con Estados Unidos me parece absolutamente sabia. No tengo ninguna duda. Es el camino correcto por motivos políticos, de valores, de compartir valores de democracia y respeto a derechos individuales, pero también por motivos comerciales”, aseguró en el Energy Day organizado por EconoJournal. Luego fue más allá y subrayó: “Veo el problema en China y la oportunidad en Estados Unidos”.
Javier Martínez Álvarez, vicepresidente institucional del Grupo Techint. Foto: Dan Damelio.
Oportunidad para desarrollar valor agregado
El ejecutivo recordó que sigue de cerca la industria desde hace varios años y que esa trayectoria es la que le permite advertir riesgos y oportunidades. “Tengo la credibilidad de venir hablando de Vaca Muerta desde hace una década. Habíamos visto todo el desarrollo americano que se había dado en los shale de Texas y veíamos todo el potencial que tenía Argentina. Desde esa autoridad moral es que me permito ahora tratar de señalizar los temores que tengo y las cosas que creo que faltan”.
Según Martínez Álvarez, el entorno internacional presenta condiciones favorables, pero también amenazas que deben ser consideradas. “A Vaca Muerta hay que cuidarla. Tenemos un entorno estructural favorable. La transición energética ha perdido protagonismo frente a la asequibilidad y la seguridad energética. Esto es una noticia buena para el largo plazo de la industria”.
Sin embargo, advirtió que también hay riesgos. “Uno ve hoy un gobierno americano que es muy probable que quiera y necesite un petróleo más bajo, por lo menos hasta las elecciones de medio término que son en noviembre del año que viene. En el corto plazo hay algunas fuerzas que pueden actuar en contra”.
El ejecutivo celebró la reconfiguración de expectativas tras las elecciones en Argentina, aunque pidió evitar triunfalismos: “No hay duda de que el resultado electoral ha abierto oportunidades, vuelve a resetear expectativas, hay noticias favorables, la baja del riesgo país es absolutamente clave, pero quiero transmitir esta idea de cuidarlo. Veo muchos gobernantes que manifiestan defender la industria en general, y la energética en particular, y, sin embargo, cobran tasas. Estos entes provinciales y subnacionales cobran tarifas a la producción local. Esto preocupa”.
«A Vaca Muerta hay que cuidarla», aseguró Javier Martínez Álvarez. Foto: Dan Damelio.
Noruega o Nigeria
El ejecutivo insistió en que Vaca Muerta no debe limitarse a la producción primaria, sino convertirse en un motor de industrialización. “La verdadera oportunidad de Vaca Muerta es la oportunidad de desarrollar valor agregado”.
Para ilustrarlo, contrastó dos modelos internacionales: “Me gusta jugar con el ejemplo de Noruega y Nigeria, dos países petroleros que producen cantidades similares de petróleo. Hicieron dos cosas muy distintas con su desarrollo petrolero. Uno hizo un desarrollo deliberado de industrias de servicio y de producto y hoy son sofisticadísimos proveedores del offshore mundial, el otro no hizo nada, es un desarrollo offshorizado donde vinieron empresas, instalaron toda la infraestructura, hoy tienen una producción petrolera, pero esto no transformó el país. Acá hay una oportunidad extraordinaria”.
Y añadió: “El anterior desarrollo petrolero argentino dio luz a Siderca, que hoy emplea de manera directa a 9000 personas y otras 10.000 o 15.000 personas de manera indirecta. Hay unas 30.000 familias argentinas que viven alrededor de ese evento. Si pudiésemos replicar diez Siderca, ahí tenés 400.000 puestos de trabajo de calidad en Argentina que te generan divisas de exportación y empleo sofisticado. Eso es desarrollo. La verdadera oportunidad de Vaca Muerta es la oportunidad de desarrollar valor agregado. Yo prefiero en lugar de más impuestos, más desarrollo de industrias que van a quedar”.
“Con Vaca Muerta no alcanza”
Martínez Álvarez buscó moderar las expectativas alrededor del potencial macroeconómico del yacimiento. “No se puede sin Vaca Muerta, pero con Vaca Muerta no alcanza”, afirmó.
Presentó comparaciones de recursos naturales por habitante para dimensionar el desafío: “Argentina exportó en 2023 unos US$935 per cápita de recursos naturales. Canadá exporta US$7000, Australia US$17.000, Noruega US$28.000”. Aun sumando petróleo, gas y minería, estimó que “Argentina podría llegar a US$1800 o US$2000 por habitante”.
El ejecutivo enfatizó que el desarrollo integral de la cuenca requiere coordinación institucional. “El proyecto excede a un gobierno. Tiene que ser un proyecto nacional. Es responsabilidad de la industria, de las gobernaciones, de los municipios y de gobiernos nacionales”.
Y remarcó que la estabilidad no depende únicamente de la macroeconomía: “La industria debería trabajar en esto porque la hace más fuerte a la propia industria. Las amenazas siempre van a estar al costado de la ruta. Una industria que además de traer divisas para el país, provee desarrollo y tiene una cadena de pymes que acompaña el desarrollo, hace más fuerte a la industria y la protege cuando venga el lobo feroz”.
Competitividad e integración
Consultado sobre el posicionamiento internacional de Argentina, Martínez Álvarez fue explícito. “Estamos viviendo un momento interesantemente dramático de transformación en el mundo. La organización comercial que se vio después de la Segunda Guerra Mundial está siendo detonada. Todas las reglas de comercio están siendo cambiadas. La semana pasada Paolo (Rocca) usó una metáfora muy interesante, lo citó a Von Clausewitz. En su libro de la guerra, él hablaba de «The fog of war«, la niebla de la guerra, para describir este momento. Está cambiando todo, la organización comercial, se cierran acuerdos, se erigen barreras. Qué difícil es mirar a través de esa niebla de la guerra cómo va a quedar todo. Sin duda estamos viviendo momentos dramáticos en la organización del comercio. Nos preguntábamos con quien integrarnos. Creo que algunas cosas que está haciendo el gobierno nacional van en la dirección absolutamente correcta. El RIGI es un proyecto muy inteligente y si el RIGI es una señal que se generaliza al resto de la economía y de la industria del país, que creo que es la intención, sin duda vamos en el sentido correcto”.
Consideró que el gobierno acierta en buscar integración con Estados Unidos: “La integración con Estados Unidos me parece absolutamente sabia. No tengo ninguna duda. Es el camino correcto por motivos políticos, de valores, de compartir valores de democracia y respeto a derechos individuales, pero también por motivos comerciales”.
–Pero algunos levantan la voz y dicen que Estados Unidos es el mayor exportador de petróleo y gas del mundo, tiene proyectos de GNL y si Argentina quiere tener el deseo de entrar en ese lote de exportadores de GNL, ahí no hay complementariedad sino competencia. Es una mirada muy lineal, no digo que sea así, pero algunos levantan la voz y señalan eso. -le remarcó Nicolás Gandini.
–Estados Unidos no es un neto exportador de petróleo, además es un bien bastante fungible. En gas uno podría mirar la competencia, pero yo la veo complementaria. No tengo ninguna duda. Miremos a los países consumidores. Hoy los grandes proveedores de gas son seguramente LNG, que es donde puede estar la competencia nuestra: Estados Unidos y Qatar. Yo diría que Argentina es recontra complementario. Para cualquier nación tener una monodependencia de Estados Unidos no es bueno. Alemania antes dependía del gas ruso. Pasar a depender del gas americano no me imagino que sea la mejor estrategia y la que estén pensando los alemanes. Nosotros somos complementarios”
Finalmente, marcó diferencias claras con China: “El mundo invitó a China a participar del comercio mundial. Es aceptada en la OMC con cierta inocencia, pensando que entraba China, se desarrollaba y los habitantes de China iban a demandar derechos individuales y democracia, pero no pasó nada de eso y ellos siguen como están. Han generado un pseudo capitalismo donde toma lo que le sirve del sistema y se pasa el resto por donde sabemos de manera muy efectiva. Esto ha detonado sectores industriales enteros en Estados Unidos y Europa. Ahora estamos viendo una reacción a todo esto. La amenaza la veo con China””.
Por último, destacó que Argentina tiene una ventana estratégica: “Yo veo el problema en China y la oportunidad en Estados Unidos. Veo los desarrollos que han hecho Canadá, México, Corea, Japón, todos países que han exportado y generado industrias, integrándose comercialmente con Estados Unidos. Estados Unidos está en este camino de friendshoring. Creo que es una absoluta oportunidad absoluta para la Argentina de desarrollarse. Veo una complementariedad absoluta”.
El Mercado Electrónico del Gas, MEGSA, realizó una Subasta solicitada por CAMMESA para el abastecimiento interrumpible de gas natural a usinas generadoras para el período 15/12/2025 al 28/12/2025 en la que podían participar Productores en general y Comercializadores.
Se formularon 41 ofertas por un total de 51.100.000 metros cúbicos/día, con Precios Promedio Ponderados de u$s 1,82 por millón de BTU en el PIST, y de u$s 2,46 por MBTU puesto en el Gran Buenos Aires.
Los precios en el PIST fueron desde u$s 0,45 hasta u$s 2,53 el MBTU según los puntos de carga del gas. Y los precios del gas puesto en el GBA fueron desde u$s 0,85 hasta u$s 3,42 el MBTU.
Desde Neuquén se realizaron 13 ofertas por un volúmen de gas a suministrar de 16.800.000 m3/día. Desde Santa Cruz se hicieron 7 ofertas por un total de 7.400.000 m3/día. Desde Tierra del Fuego llegaron 9 ofertas que totalizaron 13.200.000 m3/día, desde la cuenca Noroeste llegaron 7 ofertas por un total de 6.400.000 m3/día, y desde Chubut 5 ofertas por 7.300.000 m3/día.
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.
“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. “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”.
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 y Argentina LNG, que permitirán consolidar al país como un exportador de energía a nivel mundial.
“Seguimos trabajando para que YPF sea cada día más competitiva, más innovadora y un orgullo para todos los argentinos”, concluyó Marín.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
El Gobierno nacional pretende lanzar la licitación para la privatización deBelgrano 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.
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. Estoviene 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 compradorespara 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.
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.
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.
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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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.
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.
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).
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:
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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”.
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».
Max Westen, VP de Estrategia de YPF, confirmó la llegada de ENI y Adnoc a Vaca Muerta. (Foto: Dan Damelio).
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 apostarapor 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.
Martín Rueda, director general de Harbour Energy en Argentina, afirmó que planean crecer en gas y producir petróleo. (Foto: Dan Damelio)
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.
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 Alumbreraproduzca 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.»
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.
La vicepresidenta de Venezuela, Delcy Rodríguez, dio lectura a un comunicado escrito por el presidente de Venezuela, Nicolás Maduro, que denuncia las acciones ilegales e injerencistas de EE.UU. Que tienen el objetivo de apoderarse de las reservas petroleras del país. pic.twitter.com/yjFbwjyCjT
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.
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.
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.
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.
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.
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.
CamuzziGas 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.
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”.
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.
JA Solarestá 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.
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.
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.
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.
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.
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”.
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.
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.
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”.
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$14.000 millones. Somos parte de lo que necesita el país para normalizar su macroeconomía”, celebró.
El recurso petrolero que hay en la Argentina, calificó, es “de bajo costo”, pero también “de ciclo corto”. “Esa característica, en un mundo volátil, nos da una ventaja competitiva increíble.
Gracias a ella, una compañía que recién nacía, como Vista, se pudo bancar una pandemia”, subrayó el ejecutivo, quien aseguró que en este contexto global Vaca Muerta posee una mayor competitividad el Presal de Brasil. “Aquí perforamos un pozo en 13 días y lo completamos en 20”, añadió.
Ya planifica un gasoducto de más de 1.000 kilómetros para ofrecer una salida alternativa a la producción de la formación shale rumbo al mayor mercado sudamericano. El proyecto abre una nueva ruta de exportación y obliga a la Argentina a definir cómo garantizar el abastecimiento firme desde la cuenca neuquina.
Paraguay definió como prioridad de Estado el impulso del Gasoducto Bioceánico, una obra de más de 1.000 kilómetros que busca darle al país un rol protagónico en el mapa energético regional hacia comienzos de la próxima década.
El objetivo es doble: por un lado, asegurar el abastecimiento interno que demandará su crecimiento productivo; por el otro, consolidarse como vía de tránsito del gas argentino de Vaca Muerta hacia Brasil.
La construcción del tramo paraguayo demandaría alrededor de US$ 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.
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.
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.
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.
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.
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:
Oferta por USD 500 M y otros USD 230 M de inversión en el primer año: la apuesta de Rovella Capital para quedarse con Manantiales Behr
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.
GNL: llegó a San Antonio Este el primer embarque de 10.000 toneladas de cañerías para el proyecto Argentina FLNG 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.
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.
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.
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.
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.
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.
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 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.
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.
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.
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 deMayo (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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
CamuzziGas 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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
elaboraron una guía técnica con criterios fundamentales para la selección, aplicación, compatibilidad y almacenamiento de grasas industriales. El contenido está especialmente pensado para equipos como válvulas, bombas, cabezales, actuadores y compresores que operan en tierra o en plataformas offshore.
La vicepresidenta de Venezuela, Delcy Rodríguez, dio lectura a un comunicado escrito por el presidente de Venezuela, Nicolás Maduro, que denuncia las acciones ilegales e injerencistas de EE.UU. Que tienen el objetivo de apoderarse de las reservas petroleras del país. 
