Ya inició en el puerto de San Antonio Este la descarga de las 10.000 toneladas de caños de acero que trajo el buque Billion Star, materiales clave para el gasoducto del proyecto de GNL de Southern Energy, que conectará el gasoducto San Martín con el primer buque licuefactor que llegará al país.
El Billion Star es un carguero de gran porte, de 175,53 metros de eslora y 29,4 metros de manga, que arribó este martes al puerto de San Antonio Este con unas 2.209 unidades de caños de acero de diferente diámetro.
Estos caños forman parte del primer embarque crítico de tuberías para la construcción del gasoducto asociado al proyecto Argentina FLNG, impulsado por el consorcio Southern Energy y destinado a abastecer las futuras plantas flotantes de licuefacción frente a la costa rionegrina.
Durante la jornada de descarga estuvieron presentes el Intendente de San Antonio Oeste, Adrián Casadei; el Presidente del bloque de legisladores de JSRN, Facundo López, junto a los legisladores Marcela Rossio y Luis Noale, acompañados por demás autoridades municipales y provinciales.
Operativo de descarga: al menos hasta el sábado
De acuerdo al cronograma operativo, el proceso de descarga de las 10.000 toneladas de caños se desarrollará de manera continua desde este miércoles y, como mínimo, hasta el próximo sábado, bajo un plan especial de descarga, acopio y transporte terrestre.
El operativo involucra dos grúas ubicadas en la cubierta del barco, equipamiento especializado y personal técnico para la manipulación segura de la carga, en coordinación con la terminal portuaria y las empresas logísticas vinculadas al proyecto.
Una vez descargados, los caños están siendo acopiados en el predio de la terminal portuaria de San Antonio Este, donde permanecerán almacenados de forma transitoria hasta su traslado al obrador que se montará en inmediaciones del área del proyecto.
Se estima que el traslado desde el puerto hacia el obrador comenzará dentro de aproximadamente un mes, cuando se complete la adecuación del sitio, los accesos y la logística de transporte hacia los frentes de obra del gasoducto.
Conexión entre el gasoducto San Martín y el primer buque de GNL
Los caños descargados serán utilizados para la conexión entre el gasoducto San Martín y el sistema marítimo del proyecto, que vinculará la red troncal de gas con el primer buque de GNL que operará en Argentina, el Hilli Episeyo, dentro del esquema de producción de GNL a escala industrial previsto por Southern Energy.
Esta infraestructura permitirá enviar gas desde la red existente hasta la unidad flotante de licuefacción y, desde allí, al mercado internacional de Gas Natural Licuado, consolidando el rol de Argentina en la cadena de valor energética global.
La Cámara Argentina de la Energía (CADE) definió las autoridades que conducirán la entidad durante el período 2025-2027. La Comisión Directiva designó a Andrés Cavallari CEO de Raizen Argentina como presidente de la institución.
La nómina de las autoridades se completa con Sergio Mengoni de Total Austral (vicepresidente I), Marcos Bulgheroni de Pan American Energy (Vicepresidente II), Julián Escuder de Pluspetrol (Tesorero), Germán Burmeister de Shell Argentina (Secretario) y, como vocales tiulares, Martin Rueda de Harbour, Hugo Eurnekian de Compañía General de Combustibles, Martín Urdapilleta de Trafigura Argentina, Pablo Arnaude de DAPSA y Pablo Bizzotto de Phenix.
CADE es una entidad de máximo nivel ejecutivo, creada en el año 2017, cuyos integrantes son presidentes y CEOs de compañías con presencia en la cadena energética nacional, desde la exploración y producción de hidrocarburos hasta la refinación y comercialización de combustibles. Reúne como empresas socias a CGC, Pan American Energy, Raizen, Trafigura, Pluspetrol, Phoenix, Shell, Total Austral, Harbour y DAPSA.
Los principales inversionistas del sector energético renovable del Cono Sur se reunieron en el encuentro Future Energy Summit (FES) Chile y dieron en exclusiva un mensaje claro: la región se encuentra en una competencia abierta por atraer capital y sólo los países que ofrezcan marcos regulatorios confiables y procesos ágiles lograrán sostener el ritmo de inversiones.
El primero en marcar esta alerta fue Juan Villavicencio, CEO de ENGIE Chile, quien planteó con firmeza que los recursos económicos globales ya no están garantizados para ningún país. A su juicio, el desafío ya no es solo ambiental o tecnológico, sino de competitividad institucional.
“Las inversiones son globales, si no generamos condiciones habilitantes en Chile, ese capital se va a ir a otros países como Brasil o Estados Unidos”, advirtió.
Esa mirada fue compartida por Gianluca Palumbo, CEO de Enel Chile, quien reforzó que el Cono Sur está en una etapa crítica. Si bien la región tiene ventajas naturales innegables, otros países han sabido consolidar marcos regulatorios más estables
“Hay países más atractivos porque tienen marcos regulatorios previsibles y estables, que permiten planificar inversiones a largo plazo”, expresó ante un auditorio de más de 400 líderes del sector renovable y del almacenamiento de la región.
Asimismo, el retraso en el desarrollo del almacenamiento energético resulta fundamental. Aunque los sistemas BESS son claves para gestionar la generación renovable, los ejecutivos indicaron que aún no existen incentivos claros para su masificación.
Joan Leal, CEO de EDF Power Solutions Chile, fue enfático al señalar que “si no se define pronto una regulación para almacenamiento, no llegarán los proyectos, porque no se reconoce el valor que entrega a la red”.
Además de la necesidad de previsibilidad, los ejecutivos insistieron en que la regulación actual no está a la altura de los desafíos de una transición energética acelerada. Las trabas normativas, tanto en permisos como en marcos para tecnologías emergentes, están generando fricciones que ralentizan la inversión.
En ese sentido, Jaime Toledo, CEO de Sudamérica de Acciona Energía, advirtió que el actual modelo tarifario no refleja la nueva realidad tecnológica del sistema eléctrico, lo que pone en riesgo el despliegue futuro de renovables.
“Necesitamos un cambio en las reglas de cómo se tarifica la energía, porque de lo contrario la transición energética se va a empezar a detener”, manifestó durante su intervención.
Por su parte, José Ignacio Escobar, CEO de Colbún, llamó a ordenar el ecosistema institucional y a unificar las voces del sector para avanzar con urgencia en reformas estructurales. “Tenemos que ponernos de acuerdo como industria, ser un frente común, hablar con las autoridades, hablar con el Parlamento y definir este camino urgente que requerimos”, sostuvo, apuntando a la falta de articulación entre gremios y a la dispersión de liderazgos que impide construir una hoja de ruta común.
Más allá de los aspectos técnicos, todos los ejecutivos señalaron que el escenario financiero global se ha vuelto más desafiante. El alza de tasas y las nuevas exigencias de los bancos han elevado la vara para concretar proyectos.
En este contexto, ya no basta con tener buenos recursos naturales: la confianza en la institucionalidad, la estabilidad normativa y la previsión regulatoria se vuelven elementos centrales para acceder al capital.
Planificación y visión compartida: el rol del Estado
Hacia el final del panel, los CEOs destacaron que la coordinación entre el sector público y privado será determinante para alcanzar los objetivos de la transición energética. Coincidieron en que la planificación no puede recaer exclusivamente en el Estado y pidieron instancias formales donde aportar visión desde la industria.
Villavicencio propuso crear espacios institucionales de diálogo estratégico, mientras que Palumbo advirtió que las metas de largo plazo requieren instrumentos consistentes. “Las decisiones de inversión se toman con años de anticipación. No podemos tener incertidumbre sobre cómo funcionará el sistema en 2030”, remarcó el ejecutivo de Enel.
Con una visión compartida, los cinco CEOs dejaron claro que el desarrollo de las energías limpias en el Cono Sur no depende solo de recursos naturales o tecnologías, sino de decisiones regulatorias que generen certeza, incentivos adecuados y coordinación público-privada efectiva.
Guatemala atraviesa un momento decisivo para consolidar su transformación energética. Aunque cuenta con un potencial renovable superior al 85% aún sin explotar y licitaciones estratégicas en curso, la falta de infraestructura de transmisión se posiciona como el principal cuello de botella para el avance del sector. Así lo consideraron desde la Asociación de Generadores con Energía Renovable (AGER), que agrupa a más de 70 empresas con una capacidad instalada conjunta de 1.700 MW.
Desde la entidad señalaron que sin capacidad para transportar energía, la generación renovable no podrá traducirse en suministro efectivo para los usuarios. Esta advertencia cobra especial relevancia en un contexto en el que la reciente licitación PET-3 fue declarada desierta, lo que reflejó de manera concreta las limitaciones actuales del sistema de transporte eléctrico.
La expectativa está puesta ahora en que el Estado reactive un nuevo proceso —el PET-4— con bases técnicas viables, que permita acompañar la adjudicación de proyectos en PEG-5 y otros futuros. Sin resolver ese eslabón, se podrían generar distorsiones tarifarias e incluso riesgos de abastecimiento en el mediano plazo.
El avance del sector solar, por su parte, contrasta con la rigidez del sistema de transmisión. Actualmente se están instalando proyectos adjudicados en la PEG-4-2022 que sumarán 190 MW de potencia máxima al sistema. Además, se encuentran en desarrollo cerca de 800 MW adicionales, impulsados por el atractivo de una tecnología competitiva y el potencial solar del país, estimado en 7.000 MW disponibles durante la mayor parte del año.
Gran parte de estos nuevos desarrollos apuntan a abastecer no solo la demanda regulada, sino también a sectores emergentes como centros de datos, manufactura avanzada y procesos de nearshoring, altamente intensivos en consumo eléctrico.
A nivel normativo, desde AGER remarcaron la necesidad de actualizar el marco regulatorio y la política energética, en línea con las nuevas dinámicas tecnológicas. Se trata de una modernización estructural que permita integrar tecnologías como el almacenamiento, habilitar mayor penetración solar y eólica, flexibilizar la operación del sistema, expandir la red de transmisión y digitalizar la operación eléctrica.
La actualización también debe contemplar nuevas tendencias de demanda, como el crecimiento urbano, la movilidad eléctrica, la electrificación rural y el bono demográfico que alcanzará su pico en 2030. Todo esto requiere una política energética construida con participación multisectorial, manteniendo como pilares la certeza jurídica, la competencia y la eficiencia.
En paralelo, AGER mantiene un canal técnico de diálogo permanente con las principales autoridades del sector energético, entre ellas el Ministerio de Energía y Minas, la CNEE, el AMM, el MARN y las empresas distribuidoras. La agenda compartida incluye temas clave como la actualización de la política energética, la modernización de normativa operativa y comercial, la planificación de transmisión, el impulso a la inversión renovable y la simplificación de trámites.
Sobre la licitación PEG-5, la expectativa de la asociación está centrada en que se configure como una oportunidad real para ampliar la capacidad instalada del país. Para lograrlo, se requiere que las bases técnicas y económicas del proceso no limiten la competitividad de las tecnologías limpias ni introduzcan condiciones que favorezcan opciones fósiles, más costosas y sujetas a la volatilidad internacional.
“Esperamos que PEG-5 sea una oportunidad para incrementar la capacidad instalada sin limitar la competitividad de las tecnologías renovables ni favorecer las fósiles”, indicó la Directora Ejecutiva de AGER, Astrid Perdomo.
La cancelación de la PET-3 fue, para la asociación, una señal de alerta. Confirmó la necesidad de replantear la planificación de transmisión bajo una visión de largo plazo y condiciones que resulten atractivas para los inversionistas. Sin resolver este punto, el sistema no podrá absorber la energía que se adjudique en PEG-5 ni en futuras convocatorias.
“Guatemala tiene la oportunidad de consolidarse como un país competitivo, seguro energéticamente y atractivo para la inversión renovable, si se atienden los elementos técnicos planteados. Este es el momento ideal para hacerlo”, concluyó Perdomo.
La generación distribuida consolida su expansión en México con cifras que evidencian su protagonismo en la transición energética descentralizada. De acuerdo con la Comisión Nacional de Energía (CNE), al cierre del primer semestre de 2025 se han presentado 558.617 solicitudes de interconexión de centrales eléctricas menores a 0.7 MW, que en conjunto suman una capacidad referida de 4.759,01 MW.
El 95% de esas solicitudes —equivalente a 529.051 conexiones— corresponde a esquemas de generación distribuida, lo que confirma la adopción masiva de este modelo a nivel nacional. En contraste, apenas el 5% se relaciona con solicitudes de pequeña y mediana escala (SIPyME), que representan solo 247,59 MW de la capacidad acumulada.
Desde 2007, año en que comienzan a recopilarse estos datos, las cifras muestran una curva ascendente constante. En los últimos cinco años, las solicitudes se duplicaron, pasando de 272.760 en 2020 a más de 558.000 en 2025, con un salto exponencial en capacidad solicitada, que creció más de 80% en ese mismo período.
A nivel territorial, Jalisco lidera con 90.004 solicitudes y una capacidad asociada de 665,58 MW, seguido por Nuevo León (60.658 solicitudes, 461,92 MW) y Chihuahua (44.634 solicitudes, 338,09 MW). Estas tres entidades explican juntas casi un tercio del total nacional, tanto en número de solicitudes como en megavatios vinculados.
Los datos también revelan que la capacidad promedio por solicitud es de 9,77 kW, lo que confirma el predominio de instalaciones residenciales y comerciales de baja escala. Este patrón se refuerza por la estructura de regímenes de contraprestación, donde la medición neta representa más del 93% de las solicitudes y de la capacidad acumulada, con 521.618 registros y 4.429,90 MW asociados. Los esquemas de facturación neta (6.380 solicitudes) y venta total (501) ocupan un lugar marginal, con 71,11 MW y 3,22 MW respectivamente.
Cabe recordar que, como parte de los ajustes normativos recientes, el Gobierno mexicano lanzó el llamado “esquema 0,7 MW”, que permite a instalaciones con capacidad igual o menor a 0,7 megavatios operar sin requerir un permiso de generación. Esta disposición representa una buena señal para el sector, que venía solicitando esta actualización desde hace años, y tiene como objetivo impulsar la participación de pequeños actores en la transición energética, aunque sin habilitación para acceder al mercado mayorista.
La CNE interpreta este crecimiento como una señal clara de la consolidación de un modelo descentralizado. En este contexto, el entorno regulatorio también ha sido clave. El Gobierno de México elevó el umbral de generación sin necesidad de permiso de 500 a 700 kilowatts, una medida que, según el sector, ha incentivado la inversión y acelerado los procesos de interconexión.
Este desarrollo se apalanca en una matriz tecnológica altamente concentrada. La solar fotovoltaica representa el 94% de todas las solicitudes de generación distribuida, con 528.234 conexiones y 4.480,90 MW asociados. Le siguen fuentes como biogás (18,22 MW), biomasa (2,76 MW), cogeneración (1,36 MW), eólica (0,86 MW), además de instalaciones menores basadas en turbinas hidráulicas, combustión interna y gas.
El capital movilizado para materializar este volumen es igualmente significativo. La inversión estimada total supera los 11.578 millones de dólares, con más del 99% vinculado al desarrollo fotovoltaico distribuido, según la metodología oficial basada en costos de CAPEX estandarizados por tecnología.
8.2 Group e.V., firma alemana especializada en ingeniería y consultoría técnica para energías renovables, destaca un 2025 de fuerte actividad en Latinoamérica, en línea con su participación distinguida en el PV BOOK 2025, publicación que reúne a los actores estratégicos del sector fotovoltaico de la región. Con base operativa en Buenos Aires, la compañía ya coordina proyectos en Argentina, Uruguay, Paraguay, Bolivia, Perú y varios países de Centroamérica, como Costa Rica, Panamá y Guatemala. Su estrategia se enfoca en tres áreas clave: almacenamiento energético, energía solar y generación distribuida.
La compañía ofrece una cartera integral de servicios técnicos, que incluye auditorías, due diligence, inspecciones de fábrica, validación de rendimiento, control de calidad e inspecciones electromecánicas, con foco en mitigar riesgos e incrementar la rentabilidad de los proyectos. Además de acompañar nuevos desarrollos, 8.2 trabaja activamente en la extensión de vida útil de activos renovables, un punto cada vez más relevante en mercados donde muchas instalaciones superan los 20 años de operación.
La experiencia internacional respalda su posicionamiento regional. Recientemente, completó la supervisión técnica de un sistema BESS de 26 MWh en Neumünster, Alemania, conectado a una planta solar de 17 MW. El proyecto fue auditado desde Argentina, evidenciando la capacidad técnica local de operar con estándares europeos. A eso se suma su participación en desarrollos de gran escala como el sistema de 500 MW / 2.000 MWh en Asir, Arabia Saudita, lo que fortalece su expertise en almacenamiento de gran porte.
Desde Buenos Aires, la compañía también articula operaciones de inspección en origen. Cuenta con una oficina en Wuxi, China, desde donde realiza controles de calidad en fábrica para baterías BESS, paneles solares e inversores. Esto le permite brindar un acompañamiento técnico desde el origen del suministro hasta la puesta en marcha en campo, garantizando que los equipos cumplan especificaciones técnicas exigentes antes de ser despachados.
En paralelo, la firma mantiene una alianza estratégica con PV Lab, uno de los laboratorios alemanes más prestigiosos en análisis de módulos fotovoltaicos. Esto permite validar componentes críticos antes de su entrega y mejorar la trazabilidad de los equipos, especialmente en proyectos financiados por banca internacional. “Contamos con un acuerdo con PV Lab para analizar y ensayar módulos solares. Es un diferencial muy importante para garantizar la calidad desde el origen”, señaló Néstor Omar Cereijo, socio responsable de 8.2 Group para Argentina.
En cuanto a la gestión de activos existentes, 8.2 Group despliega una combinación de herramientas como inspección visual con drones, ultrasonido, endoscopía de gearbox, termografía, análisis de SCADA y sistemas CMS, lo que permite diagnosticar la condición real de turbinas y paneles. Con más de 80.000 aerogeneradores inspeccionados a nivel global, la firma ha optimizado la vida útil de numerosos proyectos renovables, aportando un beneficio directo en términos de OPEX y retorno de inversión.
“En muchos casos, podemos extender la vida útil de un parque más allá de los 20 años. Esto representa un ahorro importante y una mayor rentabilidad para los desarrolladores”, subrayó el ejecutivo. Además, el equipo técnico realiza estudios para financiamiento, revisiones de diseño e ingeniería y auditorías independientes de performance, generando confianza en bancos, propietarios y aseguradoras.
De cara al corto plazo, la empresa identifica al almacenamiento en baterías como un componente estratégico para acompañar el crecimiento renovable. La expectativa es que 2025 marque un punto de inflexión, con múltiples proyectos en carpeta que demandarán soluciones técnicas confiables para acoplar generación y almacenamiento.
“Nos estamos preparando para que en 2025 haya muchos proyectos de almacenamiento en Latinoamérica, acompañados por la generación solar y la generación distribuida”, anticipó Cereijo.
El modelo de trabajo de 8.2 Group combina presencia técnica local, expertise internacional y alianzas clave para acompañar todo el ciclo de vida de un proyecto: desde la validación de módulos en laboratorio y la inspección en origen, hasta el monitoreo post-entrada en operación. La firma opera como consultor técnico independiente, con presencia activa en Europa, Asia, Medio Oriente y América Latina, y con el respaldo de una red global de especialistas que permite trasladar buenas prácticas de otros mercados hacia la región.
“Seguimos creciendo en el acompañamiento técnico en plantas solares, con foco en calidad de instalación, performance y aseguramiento técnico”, concluyó Cereijo, al reafirmar el compromiso de la firma con la transición energética en América Latina.
El almacenamiento de energía ha tomado cada vez más relevancia en la industria y se ha convertido en una prioridad para el sector. En ese contexto, en un exclusivo evento realizado en el Rooftop del Hotel Ritz-Carlton, JA Solar presentó oficialmente JA Energy Storage, junto con las principales innovaciones de su portafolio. La compañía dio a conocer su solución integrada que combina tecnologías fotovoltaicas y sistemas de almacenamiento energético (BESS), marcando un hito estratégico para la compañía.
La actividad, realizada bajo el concepto “Beyond the Sunset: extendiendo el poder del sol”, reunió a representantes del sector energético, gremios, líderes de opinión y clientes de la compañía, reforzando el rol de Chile como punto de lanzamiento para tecnologías avanzadas que impulsan la transición energética en América Latina.
Durante el encuentro, JA Solar presentó sus novedades que integran paneles solares de alto rendimiento con sistemas BESS, bajo la marca especializada JA Energy Storage. Esta oferta permitirá, desde la integración de portafolio aplicada a proyectos en el país, aportar mayor flexibilidad al sistema, alivianar la congestión, optimizar el despacho de generación y mejorar la confiabilidad del sistema eléctrico.
“Los sistemas de almacenamiento permiten capturar la energía que hoy se pierde por restricciones en la red o por exceso de oferta. Es una herramienta que transforma problemas operacionales en oportunidades económicas”, destacó Erick Melo, Technical Manager – South LATAM de JA Solar durante el bloque técnico.
Asimismo, Víctor Soares, Head of LATAM Technical Team de JA Solar complementó: “La tecnología litio-ferrofosfato se ha consolidado como el estándar global en almacenamiento por su equilibrio en seguridad, vida útil y costos, lo que la convierte en la opción más confiable hoy para proyectos solares y de baterías, que es la apuesta que estamos haciendo como compañía”.
El almacenamiento energético se ha convertido en una de las principales tendencias globales ante la necesidad de sistemas más flexibles, resilientes y capaces de responder a la creciente penetración de energías renovables. Chile, gracias a su liderazgo regional en adopción solar y a su marco regulatorio en evolución, se ha posicionado como un mercado clave para estas tecnologías.
Así lo recalcó Marcos Donzino, Head of Sales South LATAM de JA Solar, quien abrió el evento señalando que “el interés que vimos en este encuentro confirma que el almacenamiento seguirá creciendo en Chile y la región, y que hoy es un habilitador clave para el desarrollo de nuevos proyectos solares. Queremos que el mercado vea a JA Solar no solo como un fabricante de paneles solares, sino como un integrador de soluciones que combina solar y almacenamiento. El país es un mercado estratégico para JA Solar, por el liderazgo que ha asumido en energía solar y porque hoy comienza una nueva etapa con el desarrollo del almacenamiento”.
Por su parte, GabrielMagdalon, Vice president LATAM JA Solar, agregó que “además de ser líderes en módulos fotovoltaicos, hoy queremos consolidarnos también como un actor relevante en soluciones de almacenamiento energético en América Latina y así quisimos plasmarlo con la presentación de nuestras nuevas soluciones BESS”.
UN ESPACIO PARA EL DIÁLOGO Y LA INNOVACIÓN
El programa incluyó un espacio de reflexiones gremiales y análisis de las tendencias actuales del sector solar y del almacenamiento energético, a través de un diálogo protagonizado por Bárbara Barbieri, presidentade ACESOL (Asociación Chilena de Energía Solar), y Ana Lía Rojas, directora ejecutiva de ACERA (Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento). La conversación —moderada por José Tomás Ewing, Sales Manager Chile de JA Solar— abordó los desafíos regulatorios, la creciente demanda por soluciones híbridas y la necesidad de fortalecer la resiliencia energética en la región.
“El almacenamiento es clave para resolver la brecha entre dónde generamos energía y dónde se consume. Chile produce mucha energía solar en el norte y gran parte de la demanda está en la zona central, y ahí esta tecnología se vuelve estratégica para el sistema eléctrico”, indicó Bárbara Barbieri, presidenta de ACESOL, la Asociación Chilena de Energía Solar.
Por su parte, Ana Lía Rojas, directora ejecutiva de ACERA, el gremio que reúne al ecosistema renovable y del almacenamiento, destacó: “El desafío ya no es solo integrar más proyectos renovables: es asegurar que exista demanda suficiente para absorberlos. El efecto sustitución por retiro de carbón se va a agotar, y lo que definirá el futuro del sector será nuestra capacidad de electrificar el país. Sin electrificación profunda, especialmente en la industria minera, la transición energética quedará incompleta”.
La jornada culminó con un cierre a cargo de Paco Tang, Senior Business Develoment Manager, quién reforzó la visión de la compañía respecto al futuro de Solar y Storage y su compromiso por aportar soluciones integrales que acompañen la transición energética en América Latina.
El mercado de capitales registró este miércoles un hito significativo con el lanzamiento del Fideicomiso Financiero Individual “Desarrollo Minero Martín Bronce”. Este instrumento de inversión, cuya estructuración fue gestionada por Cohen Aliados Financieros, marca una innovación al ser el primero diseñado para canalizar capital privado directamente hacia un proyecto minero en etapa de producción real.
El Fideicomiso Financiero tiene como objetivo estratégico financiar la industrialización, producción y exploración del proyecto “Martín Bronce”, iniciativa a cargo de MOM Mining S.R.L. El yacimiento, ubicado en la localidad de Palma Sola, Jujuy, representa un esfuerzo productivo clave para el desarrollo regional y nacional.
En momentos de desarrollo de proyectos millonarios de clase mundial, este yacimiento es el único que produce y exporta cobre en el país desde Jujuy, luego del cierre de bajo de la Alumbrera, en 2018, que operó durante dos décadas en la provincia de Catamarca y marcó una era de la minería metálica de país.
La implementación de este modelo calificado como «financiamiento seguro y transparente» sienta un precedente. Su potencial replicabilidad en otras compañías podría acelerar la expansión del sector minero argentino, promoviendo soluciones financieras que generan un impacto tangible y sostenible en el tiempo, especialmente en una industria clave para el crecimiento federal del país.
El mercado de capitales se prepara para una era de desarrollo minero.
Mediante esta operación en particular, se espera acelerar la producción de cemento de cobre. Este proceso permite obtener cobre metálico -insumo crítico para la transición energética global- a partir de soluciones minerales. La confirmación del nuevo instrumento en el mercado de capitales local permitirá vincular la inversión privada con proyectos concretos que contribuyen a la economía y a la generación de divisas.
El financiamiento en la nueva era minera
“La minería del cobre es un eje relevante para la transición energética global, y este instrumento ofrece una vía transparente y regulada para que los inversores participen en ese proceso”, señaló Matías Salcedo, responsable de Financiamiento en Cohen al presentar el instrumento este miércoles. “Se transforma el ahorro inmovilizado en una participación directa en la producción real, cumpliendo con la demanda de soluciones de inversión inexistentes hasta hoy en el mercado”, agregó.
La estructuración del fideicomiso respondió a una necesidad específica del cliente minero y demandó un exhaustivo análisis técnico, regulatorio y financiero. El diseño del instrumento se centró en la trazabilidad de los fondos y la gobernanza del proyecto, garantizando así un esquema seguro y transparente para todos los participantes.
Diego Zuliani, socio gerente de MOM Mining, resaltó la relevancia de la estructura: “Para una compañía minera como la nuestra, disponer de un instrumento fiduciario específico es un paso fundamental para ordenar, escalar y dar previsibilidad a un proyecto de largo plazo. Este fideicomiso nos permite avanzar con un esquema financiero sólido y compatible con el impacto directo en el territorio jujeño y la comunidad local”.
Entre los detalles técnicos, el Fideicomiso, por un lado, ofrece los Valores de Deuda Fiduciaria (VDFA ) con una tasa anual del 7% en dólares, plazo a 23 meses, pagos mensuales y un plazo de gracia de 6 meses. El 100% de la garantía de capital e intereses está respaldada por T-Bills (Bonos del Tesoro de Estados Unidos), y tiene como plus la participación vinculada al aumento del precio del cobre, con referencia de US$ 10.000 por tonelada.
La otra opción son los Certificados de Participación (CP), que opera a un plazo de 37 meses, con un retorno vinculado a la participación directa en los resultados económicos del proyecto minero, y una remuneración equivalente al 15% de las ventas brutas de cobre, pagadera de forma semestral.
Con la presencia en Santa Cruz de directivos de las principales empresas chinas involucradas en el proyecto hidroeléctrico La Barrancosa (ex Jorge Cepernic), se analizaron aspectos administrativos pendientes para el reinicio de la obra, la generación de empleo y la necesidad de planificar nuevos proyectos de generación de energías renovables de manera conjunta.
El gobernador de Santa Cruz, Claudio Vidal, encabezó una mesa de trabajo junto a representantes de los municipios de Comandante Luis Piedra Buena, Puerto San Julián y Puerto Santa Cruz, legisladores provinciales, integrantes del gabinete provincial y directivos de las empresas chinas Gezhouba y China Energy Engineering, vinculadas al proyecto hidroeléctrico, con el objetivo de coordinar acciones para su reactivación.
El gobierno provincial comunicó que durante la reunión “se analizaron alternativas para garantizar el reinicio de los trabajos, entre ellas la importancia de avanzar con los trámites administrativos pendientes, los mecanismos de articulación entre Nación, Provincia, municipios, empresas y comunidades” . Las partes destacaron la importancia estratégica de la obra para la matriz energética del país y el rol clave de Santa Cruz como provincia generadora de energía.
La construcción de la hidroeléctrica La Barrancosa (360 MW de potencia instalada) se inició en 2015 (gobierno de Cristina Fernández), se aletargó durante el gobierno de Mauricio Macri, y se reanudó parcialmente en la gestión de Alberto Fernandez. El actual gobierno provincial procura que sea reactivada luego de casi dos años de paralización ya que cuenta con financiamiento de bancos de China.
Los trabajos constructivos presentan un grado de avance del 40 por ciento, y a mediados de este año hubo negociaciones con el gobierno nacional para una renegociación del contrato vía Enarsa que permitiría liberar desembolsos. Pero persiste la reticencia política de la Administración Milei en el contexto de su alineamiento con Estados Unidos.
La segunda hidroeléctrica proyectada y encarada por el mismo consorcio (Gezhouba-Eling- Hidrocuyo) sobre el río Santa Cruz, es Condor Cliff (Ex Néstor Kirchner), de 950 MW. Tiene remotas chances de avanzar, siendo muy optimistas.
De la reciente recorrida por la zona de obras y de la reunión con el gobernador Vidal participaron, en representación de las empresas chinas, el gerente general de China Energy Engineering Group (CEEG) Ni Zhen; Chen Jing y Yu Xiong, responsables del Departamento de Gestión de la Producción de CEEG; y Qiao Xubin, gerente general de China Energy International Group Company.
También estuvieron Chen Gang, gerente general de China Gezhouba Group Company (CGGC); Li Guojian, presidente de China Gezhouba Group First Engineering Co., Zhang Jun, gerente general de China Gezhouba Group International Engineering Co., y Wang Mingyi, director del Proyecto Aprovechamientos Hidroeléctricos del Río Santa Cruz.
El gobernador estuvo acompañado por el jefe de Gabinete de Ministros, Daniel Álvarez; el ministro de Energía y Minería, Jaime Álvarez; el de Trabajo, Ezequiel Verbes, el presidente de Santa Cruz Puede SAU, Gustavo Sívori, el secretario de Energía Eléctrica, Nazareno Retortillo; el secretario de Minería, Pedro Tiberi; y el de Ambiente Energético, Gastón Farías.
Las comunidades locales estuvieron representadas por la intendenta de Comandante Luis Piedra Buena, Analía Farías; el intendente de Puerto San Julián, Daniel Gardonio; el intendente de Puerto Santa Cruz, Juan Manuel Bórquez; además de los diputados provinciales, quienes destacaron la relevancia de la obra para el desarrollo regional, la generación de empleo y el fortalecimiento de la infraestructura energética.
Genneia abastecerá con energías renovables a la planta de concentrados de Coca-Cola en Buenos Aires y a su centro de almacenamiento de Ezeiza. El suministro se realizará a través del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER), mediante un contrato de cinco años.
La firma del contrato contó con la participación de Leonardo García, gerente general de Coca-Cola para Argentina y Uruguay, y Bernardo Andrews, CEO de Genneia.
La energía provendrá de un pool de activos de Genneia, compuesto por parques eólicos y solares distribuidos en distintas regiones del país.
La firma del contrato contó con la participación de Leonardo García, gerente general de Coca-Cola para Argentina y Uruguay, y Bernardo Andrews, CEO de Genneia.
Energía renovable
Este acuerdo se enmarca en la estrategia global de Coca-Cola para lograr cero emisiones netas de carbono para 2050 y de reducir en un 25% sus emisiones absolutas de gases de efecto invernadero para 2030, tomando como referencia el año 2015.
“Nos llena de orgullo que una compañía como Coca-Cola confíe en Genneia para avanzar en sus objetivos de sostenibilidad. Esta alianza refleja el valor de nuestras soluciones energéticas competitivas y a medida, y reafirma nuestro compromiso de acompañar a las empresas líderes del país en sus estrategias de eficiencia operativa.”, expresó Andrews.
García manifestó: “En Coca-Cola trabajamos para que cada decisión que tomamos tenga un impacto positivo en las personas y el planeta. Esta alianza con Genneia nos permite avanzar hacia un modelo de operación más limpio y responsable, alineado con los objetivos locales y globales de sostenibilidad de la compañía.”
Nuevo contrato
“Con este nuevo contrato, Genneia supera los 80 clientes corporativos en el marco del MATER, consolidando su liderazgo en el mercado empresarial. La compañía brinda soluciones energéticas a medida para empresas de sectores como agroindustria, alimentos, automotriz, petróleo y gas, construcción, transporte y laboratorios, entre otros, contribuyendo a una operación más eficiente en todo el país”, destacaron desde Genneia.
La venta de las estaciones de servicio Shell, controladas por la empresa brasileña Raízen, entró en su etapa final, aunque todavía hay algunos puntos abiertos que podrían demorar el cierre de la operación.
El trader suizo Mercuria, en asociación con José Luis Manzano, presidente del holding Integra Capital, y otros empresarios locales como Mauricio Filiberti, ofertaron más de US$ 1200 millones y quedaron por encima del resto de las empresas que participan del proceso de venta, según anticipó La Nación.
Raízen controla unas 700 estaciones de servicio de Shell.
La propuesta económica de Vitol, otro trader global de materia prima, fue menor, pero la firma no quedó fuera de la negociación, como sí lo están CGC, la compañía energética de Corporación América, y Trafigura, que controla la marca Puma, cuyas ofertas quedaron en el camino.
Fuentes al tanto de la operación indicaron a EconoJournal que en estas semanas se terminará realizar el proceso de due diligence, tal como se conoce a la instancia de análisis exhaustivo del negocio para verificar que toda la información presentada por la parte vendedora sea real, completa y sin riesgos ocultos. Es clave relevar la existencia de pasivos contingentes y reclamos abiertos en el plano legal, entre otros aspectos.
Si no surge ningún imprevisto en ese proceso, Manzano y Mercuria estarían dispuestos a avanzar, pero en el último tiempo hubo un cambio accionario en la estructura social de Raízen que podría llegar a alterar los planes.
¿Qué pasó con Raízen?
La brasileña Raízen fue fundada como una joint venture 50-50 entre Shell y Cosan, firma líder en producción de azúcar, etanol y bioenergía en Brasil. A su vez, Raízen es una empresa pública y una parte de sus acciones cotiza en la bolsa brasileña. Según los últimos datos disponibles el grupo controlante posee el 88,1% de las acciones y el resto está en manos de bancos y fondos de inversión como Wellington Management, Baillie Gifford, Norges Bank y BlackRock.
BTG Pactual, uno de los mayores bancos de Brasil, recibió a comienzos de este año un mandato para conducir la venta de los activos de Raízen en la Argentina. Sin embargo, en septiembre Cosan lanzó una ampliación de capital de hasta 10.000 millones de reales y una parte sustancial de esa inyección de fondos —unos 4.500 millones de reales— provino de BTG Pactual.
Luego de esa operación se firmó un acuerdo entre los accionistas históricos de Cosan y los nuevos inversores —incluyendo a BTG— a través de una estructura compartida. Esa inversión convierte a BTG (y los fondos vinculados) en “anchor investors” —es decir, socios de peso — lo que le otorga influencia determinante en Cosan.
Uno de los hombres fuertes de BTG Pactual, y ahora también de Cosan, es André Esteves, un banquero brasileño, quien, según revelaron a EconoJournal, fuentes al tanto de la negociación, podría dilatar el cierre de la venta de los activos de Raízen en Argentina, pues considera que luego del triunfo de Javier Milei en las elecciones legislativas ese patrimonio se revalorizó. “Es probable que Esteves no quiera vender por menos de US$ 1500 millones porque ya no tiene la urgencia de Cosan, que necesitaba vender sí o sí”, afirmó a EconoJournal un poderoso empresario local que intentó sumarse sin suerte a último momento al proceso de venta de Raízen.
¿Qué posee Raízen en Argentina?
Raízen es el segundo jugador del mercado doméstico de combustibles, sólo por detrás de YPF. Al comercializar la marca Shell, está ubicado en uno de los segmentos más apetecibles del universo de consumidores, caracterizado por priorizar calidad por sobre precio. Posee actualmente la histórica refinería de Dock Sud, donde está finalizando un proceso de inversión de optimización de sus instalaciones por más de US$ 750 millones, y gestiona más de 700 estaciones de servicio Shell, que representan el 19% del despacho de combustibles en la Argentina.
Desde la provincia de Formosa ratificaron que mantendrán la política de seguir subsidiando al Valor Agregado de Distribución (VAD) para los usuarios del Nivel 2 (bajos ingresos) y Nivel 3 (ingresos medios), uno de los tres componentes de las tarifas eléctricas, además del precio de la energía y del transporte.
La provincia se pronunció el mismo día que el gobierno nacional anunció cambios en el esquema de otorgamiento de subsidios a los usuarios residenciales del gas natural y la electricidad. La provincia reafirmó que sostendrá el subsidio llamado Esfuerzo Formoseño, que “permite que el 90% de los usuarios residenciales mantenga una de las tarifas eléctricas más bajas del país, aún en un contexto de aumentos superiores al 270% desde el inicio de la gestión de Javier Milei”, destacaron desde Formosa.
La reforma del gobierno nacional comenzará el 1° de enero. Como aspecto más destacado prevé eliminar la segmentación por niveles de ingresos en usuarios N1, N2 y N3 y “reemplazarla por un sistema focalizado con solo dos categorías: usuarios que recibirán un subsidio parcial y usuarios sin subsidio, que pagarán tarifa plena”, señalaron desde la provincia.
Además, subrayaron que “el cambio dejará sin la bonificación plena a unas 140.000 familias de ingresos medios que, hasta ahora, contaban con un subsidio del 100% sobre un consumo de hasta 250 kWh mensuales y pasarán a recibir solo una cobertura del 50% por ese mismo volumen de energía”.
“El recorte de los subsidios y el aumento de la tarifa comenzarán a regir en pleno verano, una de las etapas de mayor demanda energética, principalmente en la zona NEA”, afirma el comunicado.
Subsidios
También indicaron que “Formosa tomó una decisión en sentido contrario: desde el inicio de la gestión de Javier Milei, las tarifas eléctricas acumulan aumentos superiores al 270%. Frente a esto, la provincia resolvió sostener el subsidio Esfuerzo Formoseño, una herramienta clave que permite amortiguar el impacto del ajuste sobre los usuarios residenciales”.
“Este esquema beneficia actualmente a cerca del 90% de los hogares formoseños de ingresos bajos y medios, absorbiendo gran parte del VAD que integra la factura. Gracias a esta política, Formosa logró posicionarse entre las provincias con las tarifas eléctricas más bajas del país, como dio a conocer el último informe del Observatorio de Tarifas y Subsidios del Instituto Interdisciplinario de Economía Política (IIEP) de la UBA-CONICET”, concluye el comunicado de la provincia.
El Grupo Metropol, la empresa especializada en movilidad, recibió un total de 150 colectivos impulsados a Gas Natural Comprimido (GNC) desarrollados por King Long, fabricante mundial de buses de China.
La iniciativa es parte de una inversión de US$ 45 millones destinada a renovar por completo la flota de las líneas que la empresa opera en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires.
“Esta iniciativa representa un avance concreto en la transición hacia energías más limpias, eficientes y sostenibles en el transporte público. Esta inversión marca un antes y un después en la movilidad. Es el paso más grande que se ha dado hacia un transporte más limpio, y es posible gracias a los incentivos que dispuso el Gobierno de la Ciudad de Buenos Aires en su plan de Movilidad Sustentable”, destacaron desde la empresa.
La iniciativa es parte de una inversión de US$ 45 millones
Renovación de su flota
Los vehículos ya iniciaron su traslado hacia la Argentina y comenzarán a arribar entre diciembre y enero, dando inicio a una nueva etapa para la movilidad urbana del AMBA.
“Estar en la planta, ver las unidades terminadas y listarlas para su embarque es un momento histórico para nuestra empresa y para el sector. Esta inversión refleja nuestro compromiso con una movilidad más limpia, moderna y eficiente para los pasajeros y para la ciudad”, destacó Eduardo Zbikoski, director de Grupo Metropol.
Los 150 colectivos impulsados a GNC fueron desarrollados por King Long, fabricante mundial de buses de China.
Un transporte eficiente
Los nuevos colectivos a GNC permiten una operación más amigable con el ambiente, mejorando la calidad del aire y el confort urbano:
● Reducción de material particulado (PM) → aire más puro y respirable
● Reducción de óxidos de nitrógeno (NOx) → menos impacto en la salud
● Hasta 25% menos emisiones de CO₂ por kilómetro
● Operación más silenciosa → viajes más agradables y entornos urbanos más
tranquilos
“Los 150 buses a GNC ofrecen un impacto equivalente a sustituir 1.500 colectivos diésel, contribuyendo significativamente a los objetivos climáticos de la Ciudad”, aseguraron desde Metropol.
Los 150 buses a GNC ofrecen un impacto equivalente a sustituir 1.500 colectivos diésel.
¿Por qué GNC?
El GNC es hoy la alternativa más accesible y escalable para acelerar la transición energética del transporte, gracias a su disponibilidad, infraestructura operativa existente y beneficios económicos y ambientales. Permite disminuir la dependencia del gasoil importado, promover proveedores y servicios nacionales, y avanzar en un modelo sustentable y competitivo.
Cada colectivo además incorpora:
● Sistema ADAS de asistencia a la conducción
● Cámaras de seguridad y telemetría avanzada
● Sensores inteligentes para un mantenimiento predictivo y mayor seguridad
Tecnología de vanguardia, escala y velocidad
Según informaron desde la empresa, la producción y entrega de las 150 unidades se completó en tiempo récord, con un ciclo de fabricación de solo 16 días hábiles, demostrando la capacidad tecnológica y de volumen del ecosistema industrial chino.
King Long es el tercer fabricante de buses a nivel mundial. Cada día produce 70 buses. Está importante venta para Argentina, representa el 20% de sus operaciones en América Latina.
“Traemos los colectivos de China, pero formamos el talento acá. Es un cambio que empieza por las personas”, destacó Javier Zbikoski, director de Grupo Metropol.
Shell evalúa desprenderse de sus operaciones en la Argentina en un proceso que podría convertirse en uno de los movimientos empresariales más significativos del año. El conglomerado integrado por José Luis Manzano y Daniel Vila, asociado a la comercializadora suiza Mercuria, presentó una propuesta que supera los 1400 millones de dólares para adquirir la totalidad de los activos que Raízen controla en el país.
La operación —aún en instancia de negociación— abarca una red superior a las 800 estaciones de servicio que operan bajo la marca Shell, la refinería de Dock Sud y los derechos de comercialización local. Con una participación cercana al 20 por ciento del mercado minorista de combustibles, esta red constituye el segundo actor del sector, sólo por detrás de YPF, que concentra más de la mitad de las ventas. La eventual transferencia de estos activos reposicionaría al grupo Vila-Manzano como un protagonista central del negocio downstream, apenas semanas después de su salida definitiva de Refinor.
A comienzos de noviembre, los empresarios vendieron a YPF el 50 por ciento que mantenían en Refinor a cambio de 25,2 millones de dólares, lo que significó su retiro del abastecimiento de combustibles y gas en el norte argentino. Ese movimiento fue interpretado en el sector como parte de un reordenamiento estratégico mayor; la posible adquisición de la red Shell confirma ahora la ambición de ese viraje.
El vínculo entre Manzano, Vila y Mercuria no es circunstancial. Desde hace varios años, los tres coinciden en Phoenix Global Resources, empresa enfocada en producción de petróleo y gas no convencional. Phoenix fue pionera en la explotación tight oil en Río Negro, y mantiene presencia en la cuenca neuquina, donde Mercuria es accionista mayoritaria. Manzano participa a través de Andes Energía con alrededor del 6 por ciento del capital.
Raízen, por su parte, es una empresa binacional controlada por Shell y el grupo brasileño Cosan. Desde 2018 administra la marca Shell en la Argentina, etapa en la que desplegó inversiones relevantes para modernizar y ampliar la refinería de Dock Sud. Entre las obras más destacadas figura un proyecto por 715 millones de dólares destinado a incrementar la capacidad de procesamiento y adecuar la producción a los estándares internacionales de combustibles con bajo contenido de azufre. La planta es una de las unidades de refinación más estratégicas del país, con acceso privilegiado al polo petroquímico del Río de la Plata y a la infraestructura portuaria de la zona.
Si la transacción avanzara, modificaría de manera sustantiva el mapa competitivo del abastecimiento de combustibles. La presencia de un trader global como Mercuria —entre los mayores del mundo en comercialización física de petróleo, derivados y productos energéticos— implicaría una reconfiguración del equilibrio tradicional entre productores, refinadores y distribuidores locales.
Aunque las conversaciones se desarrollan con estricta reserva, distintas fuentes de la industria admiten que el proceso entró en una etapa decisiva. De concretarse, implicaría no sólo un cambio de control en la red Shell, sino una señal contundente sobre la dirección futura del negocio energético en la Argentina.
El presidente de Colombia, Gustavo Petro, cree que la campaña de presión militar del Gobierno estadounidense que preside Donald Trump en el Caribe se centra más en conseguir acceso al petróleo venezolano que en la lucha contra el narcotráfico.
En una entrevista con la cadena estadounidense CNN, Petro habló del aumento de la actividad militar estadounidense en el Caribe y los ataques de la armada de este país contra lanchas supuestamente relacionadas con el narcotráfico venezolano.
“(El petróleo) es el meollo del asunto”, declaró Gustavo Petro, ya que Venezuela posee las consideradas mayores reservas de petróleo del mundo.
“Entonces, se trata de una negociación sobre petróleo. Creo que esa es la lógica de (el presidente estadounidense, Donald Trump. No está pensando en la democratización de Venezuela y, mucho menos, en el narcotráfico”, precisó.
Pedro agregó que Venezuela no es considerado un gran productor de drogas y que solo una porción relativamente pequeña del tráfico mundial de narcóticos fluye a través del país.
Y dijo que “El problema del presidente venezolano, Nicolás Maduro, se llama democracia… la falta de democracia”, declaró Petro a CNN, y agregó que “ninguna investigación colombiana… nos ha demostrado una relación entre el narcotráfico colombiano y Maduro”.
El gobernador Sergio Ziliotto firmó este martes el contrato de adjudicación para la construcción, puesta en marcha y operación del segundo Parque Solar Fotovoltaico de La Pampa, que se instalará en el Polo de Abastecimiento Energético y Desarrollo Productivo de General Pico.
El emprendimiento, que en su primera etapa generará 15 megavatios, se concreta bajo un esquema público-privado sin antecedentes en la Provincia, a través de la Unión Transitoria de Empresas integrada por Cimepro S.A., Martínez de la Fuente S.A. y Megatrans S.A., en la que Pampetrol SAPEM tendrá una participación del 20%.
La obra representa un nuevo paso en la política energética que impulsa el Gobierno provincial para fortalecer el desarrollo productivo, generar empleo local y consolidar una matriz más moderna, diversa y sostenible. La firma del contrato, realizada en el Centro Cultural MEDANO, reunió a la intendenta de General Pico, Fernanda Alonso; el secretario de Energía y Minería, Matías Toso; la presidenta de Pampetrol SAPEM, María Roveda; intendentes del norte provincial; legisladores provinciales y nacionales; representantes del sector cooperativo, empresarios e integrantes del entramado industrial.
Con una inversión total de 10.492.721 dólares, el Parque aportará 15 megavatios en su primera etapa y se construirá bajo un esquema de asociación público–privada inédito en el sector energético pampeano: Pampetrol SAPEM integrará la UTE adjudicataria con el 20%, mientras que las empresas privadas aportarán el 80% del financiamiento, la provisión de equipos, la construcción y el montaje.
El Parque Solar se emplazará sobre más de 100 hectáreas destinadas a la generación de energía limpia dentro del Polo de Abastecimiento Energético y Desarrollo Productivo, ubicado en la intersección de las rutas 3 y 4. Allí se instalarán 27.612 paneles monocristalinos bifaciales de 630 Wp, montados sobre estructuras móviles de un eje que optimizan la captación solar, y permitirán producir alrededor de 37.236 MWh anuales. El plazo de obra es de 11 meses.
El proyecto beneficiará directamente al Polo de Desarrollo Energético, al Parque de Actividades Económicas y a la Estación Transformadora, además de mejorar la calidad del servicio eléctrico en toda la zona y abastecer de energía renovable a más de 9.000 hogares. Asimismo, generará puestos de trabajo en nichos estratégicos: al menos el 70% de la mano de obra será pampeana, fortaleciendo la cadena de valor local.
Con este nuevo Parque Solar y las centrales de energía limpia ya operativas, La Pampa alcanzará un 27,6% de cobertura de su demanda eléctrica con fuentes renovables, consolidando el camino hacia la soberanía energética y dando continuidad a la senda iniciada con el Parque Solar Antü Mamüll de Victorica.
Ziliotto: “Esta inversión demuestra confianza en La Pampa”
Durante el acto, el gobernador Sergio Ziliotto destacó el carácter estratégico del proyecto y remarcó la centralidad del esquema de inversión público-privada como herramienta de desarrollo provincial. “Este Parque Solar tiene un componente totalmente distinto. Es una enorme satisfacción haber convocado y tener la reciprocidad del sector privado. Esta es una inversión público-privada donde el privado viene a invertir a la provincia de La Pampa”, afirmó.
Precisó que la inversión inicial rondará los 10 millones de dólares, de los cuales el 80% será aportado por el sector privado. “Confiaron en La Pampa, en la seriedad del esquema y en la institucionalidad de nuestra Provincia. El otro 20% corresponde a recursos propios que administra Pampetrol”, señaló.
Recordó que la política energética provincial es una política de Estado construida desde 2020, con una clara definición: avanzar en la transición hacia energías limpias frente al cambio climático y, al mismo tiempo, garantizar soberanía energética en un horizonte de 20 años. “Nos generamos un desafío con muchas estaciones intermedias. El objetivo principal, además de proteger el ambiente, es ver cómo llegamos a ser soberanos desde el punto de vista de la generación de energía”, expresó.
El gobernador de Santa Cruz, Claudio Vidal, encabezó este mediodía una mesa de trabajo junto a representantes de los municipios de Comandante Luis Piedra Buena, Puerto San Julián y Puerto Santa Cruz, legisladores provinciales, integrantes del gabinete provincial y directivos de las empresas chinas vinculadas al proyecto hidroeléctrico La Barrancosa, con el objetivo de coordinar acciones para su reactivación.
En la zona, el mandatario estuvo acompañado por el jefe de Gabinete de Ministros, Daniel Álvarez; el ministro de Energía y Minería, Jaime Álvarez; el ministro de Trabajo, Empleo y Seguridad Social, Ezequiel Verbes y el presidente de Santa Cruz Puede SAU, Gustavo Sívori.
También participaron el secretario de Energía Eléctrica, Nazareno Retortillo; el secretario de Minería, Pedro Tiberi; el secretario de Ambiente Energético, Gastón Farías; y el secretario de Coordinación de Trabajo, Juan Mata.
Las comunidades locales estuvieron representadas por la intendenta de Comandante Luis Piedra Buena, Analía Farías; el intendente de Puerto San Julián, Daniel Gardonio; el intendente de Puerto Santa Cruz, Juan Manuel Bórquez; además de los diputados provinciales Piero Boffi, por Puerto San Julián, y Fabiola Loreiro, por Puerto Santa Cruz, quienes destacaron la relevancia de la obra para el desarrollo regional, la generación de empleo y el fortalecimiento de la infraestructura energética.
En representación de las empresas chinas, asistieron Ni Zhen, gerente general de China Energy Engineering Group (CEEG); Chen Jing y Yu Xiong, responsables del Departamento de Gestión de la Producción de CEEG; y Qiao Xubin, gerente general de China Energy International Group Company. También estuvieron presentes Chen Gang, gerente general de China Gezhouba Group Company (CGGC); Li Guojian, presidente de China Gezhouba Group First Engineering Co., Ltd.; Zhang Jun, gerente general de China Gezhouba Group International Engineering Co., Ltd.; y Wang Mingyi, director del Proyecto Aprovechamientos Hidroeléctricos del Río Santa Cruz.
Durante la reunión, se analizaron alternativas para garantizar el reinicio de los trabajos, entre ellas la importancia de avanzar con los trámites administrativos pendientes, la generación de empleo local, y los mecanismos de articulación entre Nación, Provincia, municipios, empresas y comunidades. Las partes destacaron la importancia estratégica de la obra para la matriz energética del país y el rol clave de Santa Cruz como provincia generadora de energía.
Este martes un buque cargado con 10.000 toneladas de caños de acero arribó al puerto de San Antonio Este, en Río Negro, con materiales claves para el gasoducto del proyecto de GNL de Southern Energy, que abastecerá futuras plantas flotantes.
El buque Billion Star (ex Timaru Star) llegó al puerto de San Antonio Este (SAE) con un cargamento de 10.000 toneladas de caños de acero, equivalentes a más de 2.200 unidades. El material está destinado a la construcción del gasoducto asociado al proyecto Argentina FLNG, impulsado por el consorcio Southern Energy, encabezado por Pan American Energy (PAE) junto a YPF, Pampa Energía, Harbour Energy y Golar LNG.
Según se informó, se trata del primer embarque crítico de tuberías para esta obra de infraestructura estratégica, que permitirá abastecer a las plantas flotantes de licuefacción frente a la costa rionegrina y consolidará a la provincia como eje logístico del GNL argentino.
Material clave para el gasoducto del proyecto Argentina FLNG
Los caños serán utilizados en los tramos terrestres y submarinos del gasoducto que conectará la red troncal de gas con el sistema marítimo a la altura de Fuerte Argentino, donde se proyecta el montaje de las unidades flotantes de licuefacción.
Este gasoducto forma parte de la infraestructura necesaria para que Río Negro se inserte en el mercado global de exportación de Gas Natural Licuado, aprovechando el potencial de producción de Vaca Muerta y generando nuevas cadenas de valor en la provincia.
De acuerdo al cronograma operativo, la descarga de las 10.000 toneladas de caños comenzará el miércoles 26, bajo un plan especial de descarga, acopio y transporte terrestre hacia los futuros frentes de obra del gasoducto.
El operativo involucrará al personal portuario de San Antonio Este, empresas de logística, transporte y servicios vinculados, generando más trabajo portuario y movimiento económico en la región, y reforzando el rol del puerto como nodo estratégico para los grandes proyectos energéticos del país.
En un encuentro realizado en las oficinas de Coca-Cola Argentina, se concretó una alianza estratégica entre la compañía líder de bebidas y Genneia, principal generadora de energías renovables en Argentina. El acuerdo permitirá abastecer la planta de concentrados de la compañía en la Ciudad de Buenos Aires y su centro de almacenamiento en Ezeiza, con energía proveniente de fuentes eólicas y solares, reemplazando cerca del 80% del consumo energético anual. Dicha energía proviene de fuentes renovables verificadas, es decir, certificadas oficialmente como limpias y de bajo impacto ambiental.
La firma del contrato contó con la participación de Leonardo García, Gerente General de Coca-Cola para Argentina y Uruguay, y Bernardo Andrews, CEO de Genneia, quienes destacaron el valor de esta colaboración en el marco de los compromisos ambientales de ambas empresas.
El suministro de energía se realizará a través del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER), mediante un contrato de cinco años. La energía provendrá de un pool de activos de Genneia, compuesto por parques eólicos y solares distribuidos en distintas regiones del país.
Este acuerdo se enmarca en la estrategia global de Coca-Cola para lograr cero emisiones netas de carbono para 2050 y de reducir en un 25% sus emisiones absolutas de gases de efecto invernadero para 2030, tomando como referencia el año 2015.
“Nos llena de orgullo que una compañía como Coca-Cola confíe en Genneia para avanzar en sus objetivos de sostenibilidad. Esta alianza refleja el valor de nuestras soluciones energéticas competitivas y a medida, y reafirma nuestro compromiso de acompañar a las empresas líderes del país en sus estrategias de eficiencia operativa”, expresó Bernardo Andrews, CEO de Genneia.
En tanto, Leonardo Garcia, Gerente General de Argentina y Uruguay manifestó: “En Coca-Cola trabajamos para que cada decisión que tomamos tenga un impacto positivo en las personas y el planeta. Esta alianza con Genneia nos permite avanzar hacia un modelo de operación más limpio y responsable, alineado con los objetivos locales y globales de sostenibilidad de la compañía”.
Con este nuevo contrato, Genneia supera los 80 clientes corporativos en el marco del MATER, consolidando su liderazgo en el mercado empresarial. La compañía brinda soluciones energéticas a medida para empresas de sectores como agroindustria, alimentos, automotriz, petróleo y gas, construcción, transporte y laboratorios, entre otros, contribuyendo a una operación más eficiente en todo el país.
Llegarán al país entre diciembre y enero los 150 colectivos impulsados a Gas Natural Comprimido (GNC) desarrollados en Xiamen, China, por King Long, fabricante mundial de buses, que adquirió el Grupo Metropol, que opera en el Área Metropolitana de Buenos Aires las líneas 65, 136, 151, 163, 176, 182, 194, 195, 228A, 237, 276, 310, 322, 326, 327, 336, 365, 386, 392, 448, 503, 507, 510, 670 y 741, y recientemente incorporó la 302 y 303.
Según replicó la agencia Noticias Argentinas, la iniciativa es parte de una inversión de US$ 45 millones destinada a renovar por completo la flota de las líneas que la empresa opera en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, y representa un avance concreto en la transición hacia energías más limpias, eficientes y sostenibles en el transporte público.
El directorio de la compañía viajó a China para recibir y supervisar los vehículos adquiridos, que ya iniciaron su traslado hacia la Argentina y comenzarán a arribar entre diciembre y enero, dando inicio a una nueva etapa para la movilidad urbana del AMBA.
“Estar en la planta, ver las unidades terminadas y listarlas para su embarque es un momento histórico para nuestra empresa y para el sector. Esta inversión refleja nuestro compromiso con una movilidad más limpia, moderna y eficiente para los pasajeros y para la Ciudad”, destacó Eduardo Zbikoski, director de Grupo Metropol.
Un transporte más limpio y eficiente
Los nuevos colectivos a GNC permiten una operación más amigable con el ambiente, mejorando la calidad del aire y el confort urbano:
● Reducción de material particulado (PM) → aire más puro y respirable
● Reducción de óxidos de nitrógeno (NOx) → menos impacto en la salud
● Hasta 25% menos emisiones de CO₂ por kilómetro
● Operación más silenciosa → viajes más agradables y entornos urbanos más tranquilos
En conjunto, los 150 buses a GNC ofrecen un impacto equivalente a sustituir 1.500 colectivos diésel, contribuyendo significativamente a los objetivos climáticos de la Ciudad.
El GNC es hoy la alternativa más accesible y escalable para acelerar la transición energética del transporte, gracias a su disponibilidad, infraestructura operativa existente y beneficios económicos y ambientales.
Permite disminuir la dependencia del gasoil importado, promover proveedores y servicios nacionales, y avanzar en un modelo sustentable y competitivo.
Cada colectivo además incorpora:
● Sistema ADAS de asistencia a la conducción
● Cámaras de seguridad y telemetría avanzada
● Sensores inteligentes para un mantenimiento predictivo y mayor seguridad.
La producción y entrega de las 150 unidades se completó en tiempo récord, con un ciclo de fabricación de solo 16 días hábiles, demostrando la capacidad tecnológica y de volumen del ecosistema industrial chino.
King Long es el tercer fabricante de buses a nivel mundial. Cada día produce 70 unidades. Está importante venta para Argentina representa el 20% de sus operaciones en América Latina.
“Traemos los colectivos de China, pero formamos el talento acá. Es un cambio que empieza por las personas”, destacó Javier Zbikoski, director de Grupo Metropol.
El Gobierno de la provincia de Buenos Aires, a través del Ministerio de Producción, Ciencia e Innovación Tecnológica, convoca a la primera Ronda de Negocios Nacional e Internacional dedicada a petróleo, gas, minería y energía, organizada junto al Consejo Federal de Inversiones (CFI), que se desarrollará el próximo jueves 27 de noviembre, desde las 9:00 horas, en el Teatro Argentino de La Plata.
El evento, que es parte de las diversas políticas estratégicas que lleva adelante el gobernador Axel Kicillof, a través de la cartera productiva bonaerense que encabeza el ministro Augusto Costa, tendrá como objetivo promover la inserción de las empresas bonaerenses en la cadena de provisión de productos y servicios para estos sectores estratégicos en el desarrollo productivo nacional.
“La Argentina está ante la oportunidad de un nuevo ciclo de desarrollo, para transformar su matriz productiva en torno a los sectores de petróleo, gas, minería y energía; y el desafío es hacerlo con inteligencia, sostenibilidad y valor agregado local”, destacó el ministro de Producción, Ciencia e Innovación Tecnológica provincial, Augusto Costa. Y agregó: “El Gobierno de la provincia de Buenos Aires es el nexo entre las pymes bonaerenses y esta actividad económica que crece, ya que el entramado pyme bonaerense tiene las capacidades para agregar valor de manera eficiente en la explotación de recursos naturales; el objetivo es que la industria nacional pueda capitalizar este momento histórico y por eso llevamos adelante esta Ronda de Negocios sectorial”.
Será la primera vez que la Provincia organice un evento de esta magnitud dirigido a este sector crucial para el desarrollo industrial provincial y de todo el país. Como sucede en cada Ronda de Negocios, los participantes tendrán la oportunidad de fortalecer vínculos comerciales, promover el desarrollo de proveedores y generar nuevos negocios con operadores del ámbito nacional e internacional.
A nivel nacional, participarán las principales operadoras petroleras, gasíferas y mineras, junto con empresas de servicios integrados, contratistas EPC, constructoras y proveedores especializados para los segmentos upstream y downstream, así como generadoras, transportistas y distribuidoras de energía eléctrica. También estarán presentes compradores internacionales provenientes de Bolivia, Brasil, Perú y Uruguay.
Durante su intervención en el FES Colombia, María Fernanda Suárez, CEO de Banco Popular, expuso con crudeza uno de los principales cuellos de botella del sistema energético colombiano: la ejecución. No basta con tener planes; lo que está fallando es su implementación. Las demoras en proyectos de transmisión, que en algunas regiones alcanzan hasta 8 años, reflejan que la planeación está siendo desbordada por la realidad institucional y territorial.
La situación se agrava por una mala distribución de riesgos entre el sector público y privado, que desalienta la inversión y termina trasladando los costos al usuario. En este esquema, el capital privado asume riesgos para los que no tiene control, mientras las entidades públicas no asumen responsabilidades claras.
“Las demoras tienen que volverse inadmisibles”, expresó durante el panel.
El escenario se agrava con una creciente imprevisibilidad regulatoria y fiscal, que ahuyenta a los inversionistas. Para Suárez, si el país no garantiza reglas del juego estables, la inversión se va a frenar, sin importar lo ambiciosa que sea la hoja de ruta energética. Esto será especialmente sensible de cara a 2026, cuando los desafíos de abastecimiento eléctrico serán aún más visibles.
Desde el punto de vista técnico, propuso abandonar la narrativa de transición energética como sustitución y adoptar una mirada de adición energética. La demanda crecerá inevitablemente, tanto por la electrificación del transporte como por el consumo asociado a la inteligencia artificial y nuevas tecnologías. Por lo tanto, Colombia debe incorporar más energía, no simplemente reemplazar una fuente por otra.
El sector privado, subrayó Suárez, ha sostenido la operación del sistema en medio de la incertidumbre. A pesar de las trabas regulatorias y territoriales, las empresas han continuado invirtiendo y presentando soluciones que han evitado crisis de suministro. Esa capacidad de respuesta, según la CEO, es uno de los principales activos para generar confianza en el sistema.
Desde el sistema financiero, Suárez identificó un patrón de debilidad estructural en los proyectos renovables: muchos no llegan bien estructurados, sin estrategias claras para mitigar riesgos técnicos y comerciales. Esto impide que sean aprobados por los comités de crédito. “Vemos muchas veces proyectos que vienen cojos desde el punto de vista financiero”, advirtió.
Además, anticipó que en los próximos 18 meses entrará en vigencia la regulación SARASOC, impulsada por la Superintendencia Financiera, que definirá nuevos criterios para la evaluación de riesgos en proyectos. Según Suárez, quienes logren alinear sus proyectos con esta metodología, tendrán más posibilidades de acceso a financiamiento.
Finalmente, alertó sobre la pérdida de narrativa pública del sector energético frente a intereses particulares, que bloquean proyectos a nivel territorial. Aunque el sector cuenta con empresas fuertes y múltiples gremios, no ha logrado comunicar de manera efectiva los impactos negativos que estas barreras generan sobre el bienestar colectivo.
La reciente publicación de los mapas de capacidad de la red de distribución eléctrica confirmó lo que el sector renovable español venía señalando hace tiempo: el 83,4% de los nudos están saturados, lo que impide nuevas conexiones tanto para generación como para grandes consumos. Este dato, revelado por Red Eléctrica, pone en evidencia el desfase entre la red disponible y los objetivos de transición energética e industrialización del país.
“Nos hemos encontrado con una evidencia que ya conocíamos: hay una deficiencia de redes tanto en la distribución como en la del transporte”, afirmó Abelardo Reinoso, especialista en redes eléctricas y socio de Malaika Net Energy, en diálogo con Energía Estratégica. Desde su visión, el problema no se reduce a la infraestructura técnica, sino a un modelo regulatorio y de planificación que no se ha adaptado al ritmo ni al volumen de inversiones que España necesita atraer.
Para el consultor, el sistema actual basado en planificación quinquenal no permite responder a la velocidad que exigen los grandes proyectos industriales, logísticos, digitales o energéticos. “No es solo que falten infraestructuras; es que la regulación no acompaña, ni incentiva, ni permite planificar con agilidad”, advirtió Reinoso.
En ese sentido, plantea que España podría estar bloqueando hasta 60.000 millones de euros en inversiones por falta de red, y advierte que muchas empresas ya están evaluando instalarse en otros países europeos con mejor disponibilidad eléctrica y mayor certidumbre normativa. “Estamos perdiendo inversiones que se van a Marsella, a Milán o a Lyon. Porque allí hay red disponible y claridad regulatoria”, remarcó.
Uno de los puntos clave es el marco retributivo de las distribuidoras, actualmente bajo revisión por parte de la CNMC (Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia). Reinoso explicó que las empresas de distribución no tienen incentivos para invertir anticipadamente y que el sistema actual no permite adaptar la red al nuevo perfil de demanda.
“Si mañana llega una empresa que quiere electrificar un proceso o montar un centro de datos, es clave poder ofrecerle una conexión en un plazo razonable. De lo contrario, optará por otros destinos”, sostuvo.
A esto se suma que la planificación de la red de transporte, estructurada en ciclos quinquenales, dificulta responder con agilidad a nuevos polos de crecimiento industrial o urbano. Además, el especialista planteó que los plazos legales para acceso y conexión no siempre se cumplen, lo que introduce incertidumbre y complica la toma de decisiones para los inversores.
Reinoso también señaló la urgencia de implementar un modelo de planificación más dinámico y territorializado, que articule el crecimiento de la demanda con la capacidad real de las infraestructuras. A su juicio, hay que acompasar el desarrollo de la red con sectores estratégicos como la electromovilidad, los centros de datos, la vivienda y los procesos industriales descarbonizados, todos actualmente impactados por la saturación de los nudos.
Otrofoco clave que plantea corregir es el uso especulativo de los puntos de conexión. Desde 2020 se otorgaron alrededor de 50 GW de potencia para demanda, buena parte de los cuales no están siendo utilizados.
“La especulación con puntos de conexión debe terminar. Si no se usan en tiempo y forma, tienen que liberarse para quienes sí están listos para construir”, propuso.
Como medidas inmediatas, destaca la necesidad de habilitar posiciones disponibles en subestaciones, permitir el uso compartido entre demanda y generación, flexibilizar los criterios de acceso, y priorizar proyectos con mayor madurez técnica y financiera. También considera que figuras como el acceso flexible, recientemente introducido en la Circular 1/2024, pueden aportar soluciones si se aplican correctamente: “Lo importante es que se entienda que no toda la potencia se necesita 24/7, y que el sistema pueda valorarlo”, explicó.
Mirando hacia el corto plazo, el consultor analizó: “En 2026 no vamos a ver grandes cambios si seguimos con este modelo. Las redes no se construyen en dos años. Lo que podemos hacer ahora es maximizar el uso de lo que ya tenemos”.
“Esto no es un problema técnico, es un problema estratégico. O acompañamos el crecimiento con red, o lo veremos ocurrir en otra parte”, concluyó el especialista.
En un encuentro realizado en las oficinas de Coca-Cola Argentina, se concretó una alianza estratégica entre la compañía líder de bebidas y Genneia, principal generadora de energías renovables en Argentina. El acuerdo permitirá abastecer la planta de concentrados de la compañía en la Ciudad de Buenos Aires y su centro de almacenamiento en Ezeiza, con energía proveniente de fuentes eólicas y solares, reemplazando cerca del 80% del consumo energético anual. Dicha energía proviene de fuentes renovables verificadas, es decir, certificadas oficialmente como limpias y de bajo impacto ambiental.
La firma del contrato contó con la participación de Leonardo García, Gerente General de Coca-Cola para Argentina y Uruguay, y Bernardo Andrews, CEO de Genneia, quienes destacaron el valor de esta colaboración en el marco de los compromisos ambientales de ambas empresas.
El suministro de energía se realizará a través del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER), mediante un contrato de cinco años. La energía provendrá de un pool de activos de Genneia, compuesto por parques eólicos y solares distribuidos en distintas regiones del país.
Este acuerdo se enmarca en la estrategia global de Coca-Cola para lograr cero emisiones netas de carbono para 2050 y de reducir en un 25% sus emisiones absolutas de gases de efecto invernadero para 2030, tomando como referencia el año 2015.
“Nos llena de orgullo que una compañía como Coca-Cola confíe en Genneia para avanzar en sus objetivos de sostenibilidad. Esta alianza refleja el valor de nuestras soluciones energéticas competitivas y a medida, y reafirma nuestro compromiso de acompañar a las empresas líderes del país en sus estrategias de eficiencia operativa.”, expresó Bernardo Andrews, CEO de Genneia.
En tanto, Leonardo Garcia, Gerente General de Argentina y Uruguay manifestó: ”En Coca-Cola trabajamos para que cada decisión que tomamos tenga un impacto positivo en las personas y el planeta. Esta alianza con Genneia nos permite avanzar hacia un modelo de operación más limpio y responsable, alineado con los objetivos locales y globales de sostenibilidad de la compañía.”
Con este nuevo contrato, Genneia supera los 80 clientes corporativos en el marco del MATER, consolidando su liderazgo en el mercado empresarial. La compañía brinda soluciones energéticas a medida para empresas de sectores como agroindustria, alimentos, automotriz, petróleo y gas, construcción, transporte y laboratorios, entre otros, contribuyendo a una operación más eficiente en todo el país.
IFEMA MADRID cierra con éxito el Salón Internacional de la Climatización y la Refrigeración, C&R, y la Semana Internacional de la Electrificación y la Descarbonización, con GENERA + MATELEC, que por primera vez se han celebrado en coincidencia. Entre las tres ferias, han convocado a más de 102.000 visitantes profesionales y cerca de 1.200 empresas que consolidan esta convocatoria como referente europeo en la transición energética, la innovación industrial y la sostenibilidad.
Un ecosistema único al servicio del impulso de la transición energética
A través de este formato, IFEMA MADRID reafirma su compromiso de consolidar a España como uno de los polos europeos con mayor dinamismo en electrificación, descarbonización y transformación del parque edificatorio. Celebradas del 18 al 20 de noviembre, la coincidencia de las tres ferias ha generado un ecosistema que abarca toda la cadena de valor de la energía junto con la climatización, la refrigeración, la eficiencia, la digitalización y las instalaciones, potenciando las sinergias entre fabricantes, instaladores, distribuidores, ingenierías, arquitectos, prescriptores y administraciones y creando un espacio de encuentro único para el negocio y la transferencia tecnológica.
C&R 2025 ha cerrado una edición especialmente sólida, marcada por un incremento en la presencia de soluciones de alta eficiencia, la consolidación de la bomba de calor como tecnología protagonista y la creciente integración de la digitalización. En su 27ª edición ha reunido a 45.000profesionales de 88 países y las últimas soluciones de más de 400 empresas, presentando las últimas innovaciones y tendencias que marcan el futuro del sector, desde la calidad del aire interior y el mantenimiento inteligente hasta las soluciones orientadas a la descarbonización del parque edificatorio. C&R refuerza así su papel como cita de referencia internacional en climatización y refrigeración en un momento de profunda transformación regulatoria y tecnológica.
Por su parte, la Semana Internacional de la Electrificación y la Descarbonización ha reunido la oferta de más de 800 expositores y 57.000 visitantes profesionales, con un 10% de participación internacional procedente de 76 países —principalmente de Europa (61%, con Portugal, Italia, Alemania y Francia a la cabeza), América (18%) y África (6%, especialmente del Magreb), consolidando a estas ferias como pilares clave para reforzar el ciclo de la energía. Bajo este paraguas, GENERA, organizado con el apoyo del Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE), del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, ha reafirmado su liderazgo en renovables, transición energética y soluciones de almacenamiento constatando el avance de la digitalización y la hibridación de sistemas, subrayando la importancia de acelerar la rehabilitación energética.
Finalmente, MATELEC se ha consolidado como cita clave para todo el sector de la electrificación, la automatización, los materiales y la eficiencia en edificios y entornos industriales, con una oferta que ha puesto el foco en la digitalización y la gestión energética, reforzando su valor como plataforma para impulsar un modelo eléctrico más eficiente y conectado. Este proyecto ha contado con el patrocinio principal de Simon, quien presentó CLUB by Simon, un espacio diseñado para el instalador profesional.
Jornadas técnicas: visión 360º sobre el futuro energético y del parque edificatorio
Las jornadas técnicas en C&R, MATELEC y GENERA ofrecieron una visión integral del futuro energético, abordando climatización, calidad del aire, electrificación, automatización y energías renovables. Se analizaron cómo la IA, la digitalización y las nuevas normativas están transformando la operación de edificios y las instalaciones técnicas, así como los desafíos para descarbonizar el parque edificado. Los debates resaltaron que la transición energética requiere un enfoque integrado, combinando renovables, eficiencia, sistemas inteligentes y rehabilitación para mejorar rendimiento, salud y resiliencia de los edificios.
En C&R, las jornadas destacaron la creciente relevancia de la calidad del aire interior, la integración de ventilación, filtración y monitorización, y el papel de la IA para optimizar el mantenimiento y adaptar la climatización a escenarios climáticos cambiantes. También se subrayó que tecnologías ya maduras —como la bomba de calor, la rehabilitación integral o los sistemas híbridos— permiten avanzar en la descarbonización del parque edificado, siempre que exista un marco regulatorio estable. Se completó con sesiones prácticas en el Taller de Climatización, organizado por Agremia;el Taller de Refrigeración, por AEFYT; Ágora de Data Centers, Ágora de Regulación y Control y la iniciativa Nuevos Talentos.
En el caso de La Semana Internacional de la Electrificación y la Descarbonización, se desarrolló una agenda especializada que puso el foco en los contenidos estratégicosclaves para la reindustrialización verde y la transformación del tejido productivo, además de la flexibilidad de la demanda y la electrificación. Esta programación se articuló a través del Global Forum, que reforzó la visión común de este proyecto con debates institucionales y sectoriales impulsados por entidades como IDAE, quien a través del Secretario de Estado de Energía, inauguró las tres ferias, y participó en una jornada para impulsar la cadena de valor renovable made in Spain, además de AFME, APPA, CIDE, AEPIBAL, ENTRA, APLIQA, SOLARTYS o AEDIVE, y culminó con la presentación del Informe OREVE 2025, de la mano de AFME sobre la rehabilitación y el estado de la electrificación del parque de viviendas, un observatorio que incluye a las principales asociaciones sectoriales.
Además, el programa de actividades contó con espacios destacados como el Foro Genera Solar (UNEF), donde se abordó el autoconsumo, almacenamiento e innovación fotovoltaica; el Mundo del Instalador (FENIE), que destacó por sus talleres formativos y la celebración XVIII Concurso de Jóvenes Instaladores; el Foro CAE’s (ANESE y A3E) donde se analizó la eficiencia energética y la certificación de ahorro; y el Foro KNX donde se presentaron las mejores experiencias en automatización y domótica y los Foros en el Centro de Convenciones Norte, desarrollados por múltiples asociaciones como COGEN, AEH2, AEEólica o ASIT, entre otras, configurando un recorrido completo por todas las áreas que impulsan la electrificación, la digitalización y la eficiencia.
El contenido del programa se centró en reindustrialización y electrificación verde, renovables, autoconsumo, almacenamiento y comunidades energéticas, así como en instalación eléctrica, materiales, CAE’s y automatización, destacando el papel de las infraestructuras en la descarbonización
Reconocimiento a la excelencia
Además, IFEMA MADRID ha sido escenario del reconocimiento a la excelencia, desde los perfiles más jóvenes hasta los más veteranos de la industria.
El Premio Climatización y Refrigeración, que bienalmente otorga el Comité Organizador de C&R en reconocimiento a los profesionales con toda una vida de especial dedicación al desarrollo, progreso y mejora del sector, ha destacado la labor de Luis Mena, director general de Daikin España.
Por su parte, Carlos Larraz ha ganado el título de Mejor instalador Novel 2025 en la final del XVIII Concurso Nacional de Jóvenes Instaladores organizada por FENIE (Federación Nacional de Empresarios de Instalaciones Eléctricas, Telecomunicaciones y Climatización de España) en MATELEC.
La celebración simultánea de C&R, GENERA y MATELEC ha sido capaz de agrupar en un único espacio la producción energética, la gestión inteligente, la eficiencia, la climatización, la digitalización de edificios y las instalaciones. Esta visión facilita que la industria afronte la transición energética como un proceso sistémico y no segmentado, donde cada eslabón influye directamente en los objetivos de sostenibilidad y competitividad.
El Reino Unido ya ha logrado importantes avances en el sector del almacenamiento en baterías en 2025, con 7,86 GW / 11,8 GWh de almacenamiento en baterías a gran escala ya operativos, y casi 2 GW / 3,5 GWh añadidos solo en los primeros diez meses de 2025, lo que supone un aumento interanual del 36 %. En consonancia con esta tendencia positiva, el proyecto Thorpe Marsh será el mayor proyecto de baterías del Reino Unido y uno de los proyectos de baterías stand alone más ambiciosos del mundo.
Como proveedor de tecnología, Sungrow suministrará unidades de su PowerTitan 2.0 BESS con una capacidad de almacenamiento de energía de 1,6 GW / 3,3 GWh, suficiente para abastecer de energía a más de 785 000 hogares al año y capaz de exportar más de 2000 GWh al año. Al añadir una capacidad equivalente a más del 20 % de toda la flota de baterías actual del Reino Unido, el proyecto representa un momento crucial en el camino de la región hacia la resiliencia energética.
«Este es un momento histórico para la transición energética del Reino Unido y para la industria mundial del almacenamiento de energía», afirmó James Li, director de ESS Europe en Sungrow. «Estamos orgullosos de apoyar a Fidra Energy y a todos los partners en la ejecución de un proyecto que establecerá nuevos estándares en cuanto a escala y rendimiento. Thorpe Marsh demuestra cómo la tecnología de vanguardia en baterías puede acelerar el cambio hacia un sistema energético más limpio y resistente. El compromiso de nuestro equipo de proporcionar el máximo nivel de apoyo a nuestros partners es la piedra angular de nuestra estrategia para allanar el camino hacia un futuro sostenible».
Soluciones flexibles para satisfacer escalas sin precedentes
El PowerTitan 2.0 es una solución totalmente refrigerada por líquido y modular diseñada para aplicaciones a gran escala. Diseñado para maximizar la eficiencia y la fiabilidad, al tiempo que simplifica la instalación, el PowerTitan 2.0 ofrece la flexibilidad necesaria para proporcionar un rendimiento constante a una escala sin precedentes, como es el caso del proyecto Thorpe Marsh.
«Sungrow ha demostrado que será un socio excelente, y estamos deseando trabajar con ellos para apoyar nuestras ambiciones de crecimiento en el Reino Unido y Europa», afirma Chris Elder, director ejecutivo de Fidra Energy.
Una importante inversión respalda el potencial de Thorpe Marsh
El proyecto obtuvo una inversión de aproximadamente 750 millones de libras esterlinas y contó con el respaldo de EIG, el Fondo Nacional de Riqueza del Reino Unido y un sindicato de prestamistas internacionales que incluye a Natwest, Santander CIB, Deutsche Bank AG, Societe Generale y Standard Chartered Bank, entre otros. La construcción ya ha comenzado y la puesta en marcha está prevista para mediados de 2027.
Thorpe Marsh también cuenta con acuerdos de compra a largo plazo con EDF, Octopus Energy y Statkraft, que cubren alrededor del 80 % de su capacidad, además de una adjudicación del mercado de capacidad por parte del Gobierno del Reino Unido por un periodo de 15 años a partir de 2028. En conjunto, estos acuerdos proporcionan una base de ingresos estable para una de las instalaciones de almacenamiento más ambiciosas jamás financiadas.
Impulsando la ambición energética del Reino Unido más allá de Thorpe Marsh
Además del proyecto Thorpe Marsh, Sungrow también suministrará sus innovadoras soluciones al proyecto ESS West Burton C de 500 MW/1,1 GWh. Este último cuenta con el apoyo de EIG y el Fondo Nacional de Riqueza y también será desarrollado por Fidra Energy.
A medida que el Reino Unido avanza rápidamente hacia su objetivo de energía limpia para 2035, los proyectos de baterías a gran escala como Thorpe Marsh son esenciales para integrar la generación renovable, suavizar la intermitencia y apoyar la estabilidad de la red. Desde el Reino Unido hasta Bélgica, Irlanda, los Países Bajos y Finlandia, Sungrow se compromete a promover el almacenamiento de energía de vanguardia que permita la transición hacia la energía limpia en toda Europa y más allá, para todos.
El ministro de Economía, Luis Caputo, tiene previsto firmar este jueves acuerdos con los gobernadores de Santa Cruz y Neuquén para avanzar con la eliminación de los derechos de exportación del crudo convencional. Es el mismo esquema que se cerró la semana pasada con la provincia de Chubut destinado a preservar la actividad en las cuencas maduras.
El gobierno se compromete a reducir los derechos de exportación, fijados actualmente en 8 por ciento, y las provincias a acompañar ese esfuerzo con una serie de medidas que deberán explicitar dentro de los próximos 60 días.
Entre esas acciones provinciales se incluye un esquema de regalías diferenciales para los campos maduros que también colabore con la reactivación de la producción convencional, junto con una reducción de algunos impuestos provinciales, como ingresos brutos.
Las petroleras, que van a estar representadas por la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH), también comprometerán un esfuerzo, en línea con el gobierno nacional y las provincias.
La medida del gobierno nacional implica llevar la alícuota de las retenciones a cero en determinados rangos, lo que representa un alivio fiscal significativo para las empresas con operaciones exportadoras. Por lo tanto, se espera que esas firmas incrementen sus niveles de inversión.
Yacimiento maduro de la provincia de Santa Cruz en el Golfo San Jorge.
Acuerdo clave para Santa Cruz
Santa Cruz es la provincia que está más interesada en avanzar con el acuerdo porque, a diferencia de Neuquén, no tiene un volumen significativo de producción no convencional. La semana pasada oficializó la cesión a seis empresas de las diez áreas maduras que había dejado YPF.
El gobernador Claudio Vidal anticipó que enviará a la Legislatura un proyecto de ley para modificar el esquema de regalías hidrocarburíferas. La iniciativa —que va en línea con el acuerdo que se firmará con el gobierno nacional— busca adecuar la carga provincial a la realidad productiva de los yacimientos declinantes, con el objetivo de sostener la actividad, evitar el cierre de pozos y promover la inversión privada en nuevas tecnologías de recuperación.
“Vemos con muy buenos ojos este paquete de decisiones, que apunta de manera directa a la extensión y sustentabilidad de la vida útil de los campos maduros. La cesión de áreas, la eliminación de retenciones y un nuevo esquema de regalías conforman un marco coherente que brinda previsibilidad, dinamiza la inversión y permite dar continuidad operativa a yacimientos que han sido una fuente histórica de desarrollo para Santa Cruz», aseguraron desde Quintana Energy, una de las seis empresas que se quedó con las áreas de YPF junto con Patagonia Resources, Clear Petroleum, Roch Proyectos, Brest y Azruge.
«Creemos que los yacimientos convencionales maduros son un negocio diferente al de Vaca Muerta. En Vaca Muerta hay proyectos que superan el 30% de tasa interna de retorno. Eso es algo impensado para un convencional maduro con un petróleo semipesado o pesado donde la tasa de retorno equivale al 50% de lo que se puede ganar en Vaca Muerta«, había destacado a EconoJournal a fines de agosto el ministro de Energía provincial, Jaime Álvarez.
Una que sí y otra que no
Otra de las provincias que también firmaría el acta acuerdo en los próximos días es Río Negro, aunque todavía no hay una fecha confirmada. De hecho, la provincia está por lanzar un programa de incentivo a los yacimientos maduros, según adelantaron fuentes de la gobernación a este medio.
Mendoza, en cambio, no tiene previsto firmar. “La quita de derechos de exportación va a beneficiar a todas las cuencas y la baja de regalías es algo que Mendoza ya viene implementando. Por lo tanto, no hay ninguna obligación nueva para asumir”, señalaron fuentes del gobierno provincial.
La reducción de regalías que aplicó la provincia conducida por Alfredo Cornejo tiene distintos capítulos. En las concesiones vigentes se aplica sobre la producción incremental, pero el nuevo pliego que se aprobó, adaptándolo a las modificaciones de la ley 17.319 introducidas por la Ley de Bases, permite mejorar la inversión a cambio de una rebaja de las regalías.
«Por ejemplo, Petróleos Sudamericanos entró en el Clúster Norte, que es la Cuenca Cuyana, en áreas que tienen cortes de agua de entre 95% y 98% (NdR: porcentaje de agua que se extrae junto con el petróleo). Por lo tanto, para que el lifting cost (NdR: costo de operar y extraer un barril de petróleo en producción) lo soporte había que bajar la presión impositiva y esas áreas se prorrogaron con regalías del 7%. Cuando un operador nos plantea que sus costos son insostenibles, nos sentamos con ese operador y analizamos cuál es la mejor opción», detalló a comienzos de septiembre la ministra de Energía y Ambiente, Jimena Latorre, en diálogo con EconoJournal.
Las compañías Coca-Cola de Argentina y Genneia acordaron que la principal generadora de energías renovables abastezca la planta de concentrados de Coca Cola en la Ciudad de Buenos Aires y de su centro de almacenamiento en Ezeiza, con energía proveniente de fuentes eólica y solar, por el equivalente al 80 % del consumo energético anual de dichas plantas.
La energía a suministrar proviene de fuentes renovables verificadas, es decir, certificadas oficialmente como limpias y de bajo impacto ambiental.
La firma del contrato contó con la participación de Leonardo García, Gerente General de Coca-Cola para Argentina y Uruguay, y Bernardo Andrews, CEO de Genneia, quienes destacaron el valor de esta colaboración en el marco de los compromisos ambientales de ambas empresas.
El suministro de energía se realizará a través del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER), mediante un contrato de cinco años. La energía provendrá de un pool de activos de Genneia, compuesto por parques eólicos y solares distribuidos en distintas regiones del país.
Este acuerdo se enmarca en la estrategia global de Coca-Cola para lograr cero emisiones netas de carbono para 2050 y de reducir en un 25 % sus emisiones absolutas de gases de efecto invernadero para 2030, tomando como referencia el año 2015.
Bernardo Andrews señaló que “nos llena de orgullo que una compañía como Coca-Cola confíe en Genneia para avanzar en sus objetivos de sostenibilidad. Esta alianza refleja el valor de nuestras soluciones energéticas competitivas y a medida, y reafirma nuestro compromiso de acompañar a las empresas líderes del país en sus estrategias de eficiencia operativa”.
En tanto, Leonardo Garcia manifestó que ”en Coca-Cola trabajamos para que cada decisión que tomamos tenga un impacto positivo en las personas y el planeta. Esta alianza con Genneia nos permite avanzar hacia un modelo de operación más limpio y responsable, alineado con los objetivos locales y globales de sostenibilidad de la compañía”.
Con este nuevo contrato, Genneia supera los 80 clientes corporativos en el marco del MATER, consolidando su liderazgo en el mercado empresarial. La compañía brinda soluciones energéticas a medida para empresas de sectores como agroindustria, alimentos, automotriz, petróleo y gas, construcción, transporte y laboratorios, entre otros, contribuyendo a una operación más eficiente en todo el país.
Genneia es compañía líder en la provisión de soluciones energéticas sustentables en Argentina, con un 20 % del total de la potencia instalada, alcanzando el 21 % de la generación de energía eólica y el 12 % de la solar. La inauguración del Parque Eólico La Elbita, en la provincia de Buenos Aires, junto a la puesta en marcha del Parque Solar Anchoris en Mendoza, ha elevado la capacidad total de energía renovable de Genneia a más de 1.400 MW.
La Compañía Coca-Cola (NYSE: KO) es una compañía total de bebidas, cuyos productos se venden en más de 200 países y territorios.
En Argentina, Coca-Cola junto a sus cuatro socios embotelladores (Arca Continental, Coca-Cola Andina, Coca-Cola Femsa y Reginald Lee) elaboran y comercializan desde hace 83 años las reconocidas marcas de la Compañía: Coca-Cola, Sprite, Fanta, Cepita Del Valle, Aquarius by Cepita, Bonaqua y Benedictino, entre otras.
La empresa líder en subastas industriales, Adrián Mercado, anunció que el próximo viernes 5 de diciembre llevará a cabo dos subastas de las reconocidas firmas Techint y José Cartellone Construcciones Civiles, motivadas por la renovación de sus flotas.
Ambas subastas se desarrollarán de forma online, contando con la presencia destacada del martillero público.
Las subastas serán de forma online
Las subastas
Durante las subastas, se podrán adquirir cientos de lotes que incluyen: Grúas, excavadoras, palas cargadoras, compactadoras, plataformas elevadoras, camiones, Pick-ups Toyota, automóviles, furgones, torres de iluminación, grupos electrógenos, acoplados, entre otros.
Adrián Mercado, titular y martillero de la firma homónima, resaltó: “Se abre una nueva oportunidad para cientos de pymes y particulares que buscan adquirir maquinaria en buen estado y a un valor conveniente, en dos destacadas subastas de firmas reconocidas por la cantidad, variedad y calidad de sus lotes”.
Para conocer los detalles de todos los lotes e inscribirse para participar, ingresá al siguiente enlace.
Durante las subastas, se podrán adquirir cientos de lotes que incluyen: Grúas, excavadoras, palas cargadoras, compactadoras, plataformas elevadoras, camiones, Pick-ups Toyota, automóviles, furgones, torres de iluminación, grupos electrógenos, acoplados, entre otros.
La Cámara Argentina de la Energía (CADE) definió las autoridades que conducirán la entidad durante el período 2025-2027. La Comisión Directiva designó a Andrés Cavallari CEO de Raizen Argentina como presidente de la institución.
La nómina de las autoridades se completa con Sergio Mengoni de Total Austral (vicepresidente I), Marcos Bulgheroni de Pan American Energy (Vicepresidente II), Julián Escuder de Pluspetrol (Tesorero), Germán Burmeister de Shell Argentina (Secretario) y, como vocales tiulares, Martin Rueda de Harbour, Hugo Eurnekian de Compañía General de Combustibles, Martín Urdapilleta de Trafigura Argentina, Pablo Arnaude de DAPSA y Pablo Bizzotto de Phenix.
CADE es una entidad de máximo nivel ejecutivo, creada en el año 2017, cuyos integrantes son presidentes y CEOs de compañías con presencia en la cadena energética nacional, desde la exploración y producción de hidrocarburos hasta la refinación y comercialización de combustibles. Reúne como empresas socias a CGC, Pan American Energy, Raizen, Trafigura, Pluspetrol, Phoenix, Shell, Total Austral, Harbour y DAPSA.
La Cámara Argentina de la Energía (CADE) designó a Andrés Cavallari, CEO de Raízen Argentina, como nuevo presidente de la entidad, como parte del proceso de renovación de autoridades decidido este martes por la Comisión Directiva para el período 2025-2027.
Cavallari asumirá el liderazgo de la Cámara que agrupa a las principales empresas de la industria energética de la Argentina. En tanto que el ex ministro de Economía, Miguel Peirano, se seguirá desempeñando como CEO de la entidad, cargo que ocupa enero de 2022.
Andrés Cavallari, CEO de Raízen Argentina, nuevo presidente de CADE.
La nómina de las autoridades se completa con Sergio Mengoni de Total Austral como vicepresidente I; Marcos Bulgheroni, de Pan American Energy como vicepresidente II; Julián Escuder, de Pluspetrol, como tesorero; y Germán Burmeister, de Shell Argentina, somo secretario.
Como vocales titulares ejercerán Martin Rueda, de Harbour; Hugo Eurnekian de Compañía General de Combustibles; Martín Urdapilleta, de Trafigura Argentina; Pablo Arnaude, de DAPSA; y Pablo Bizzotto, de Phoenix.
La Cámara Argentina de la Energía es la entidad de nivel ejecutivo creada en 2017, cuyos integrantes son presidentes y CEOs de compañías con presencia en la cadena energética nacional, desde la exploración y producción de hidrocarburos hasta la refinación y comercialización de combustibles.
Las compañías YPF y Eni firmaron un acuerdo para explorar conjuntamente el bloque OFF-5, ubicado en aguas profundas a 200 km de la costa de Uruguay.
Con una extensión aproximada de 17.000 km² y una profundidad máxima de agua de 4.100 metros, el OFF-5 se encuentra en una zona considerada estratégica por su potencial geológico. Estudios recientes indican similitudes con la cuenca Orange sobre el margen africano, en Namibia, donde se han realizado importantes descubrimientos de petróleo y gas, se argumentó.
Y se describió que ambos márgenes compartieron la misma evolución geológica antes de la separación continental, lo que, sumado a las similitudes observadas luego de la apertura del Atlántico, abre un importante potencial exploratorio en el Margen Americano.
El argumento geológico es el mismo que se expresó en relación a la costa atlántica de Argentina, y de hecho motivó expectativas favorables en oportunidad de la perforación del pozo exploratorio Argerich 1 en la CAN-100 hace un par de años a poco más de 300 kilómetros mar adentro a la altura de Mar del Plata. Equinor, YPF y Shell compartieron el proyecto, el pozo resultó seco, y quedaron en suspenso nuevos intentos.
Ahora, el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, destacó que “este acuerdo con Eni nos permite dar un paso hacia la exploración offshore. Incorporamos conocimiento global y capacidades que nos posicionan para aprovechar oportunidades en una región con gran potencial, reafirmando nuestra visión de crecimiento y liderazgo en proyectos innovadores”.
Mediante el acuerdo suscrito, Eni Uruguay Ltd. adquiere una participación del 50 % en el bloque OFF-5 y asumirá la operación tras el cierre de la transacción, sujeta a la aprobación de las autoridades uruguayas.
“Este entendimiento refuerza el compromiso de ambas compañías con el desarrollo energético en la región y marca un paso importante en la cooperación internacional para proyectos offshore”, destacó un comunicado.
Además, YPF y Eni firmaron recientemente un contrato para avanzar con la ingeniería de la etapa más grande del proyecto Argentina LNG, consolidando una relación estratégica que combina experiencia global y capacidades locales para impulsar el desarrollo energético en la región, se recordó.
La secretaria de Energía, María Tettamanti, se reunió en las últimas tres semanas con directivos de las empresas productoras de gas natural para dar un paso más en la liberación del mercado. La titular de la cartera energética quiere que la empresa estatal Enarsa transfiera a las compañías distribuidoras —Metrogas, Camuzzi, Naturgy y EcoGas, entre otras— los contratos que tiene firmados con las petroleras bajo el paraguas del Plan Gas, que expiran en diciembre de 2028.
La cesión no será compulsiva, sino que Energía trabaja en un esquema de incentivos para que las productoras puedan aceptar de forma voluntaria que Enarsa salga de esos contratos, que representan cerca de un 30% del volumen de gas comercializado bajo la órbita del Plan Gas. El 70% restante está en cabeza mayoritariamente de Cammesa, la empresa mixta que administra el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), que es controlada por el Ejecutivo y se encarga de la provisión del hidrocarburo para las centrales termoeléctricas, y en menor medida de las propias de las propias distribuidoras.
La secretaria Tettamanti se reunió en las últimas semanas con las petroleras.
La intención ahora es correr a Enarsa para terminar con una parte de la intermediación del Estado con vistas a fomentar la recontractualización directa entre privados. Para eso, la clave es que las petroleras —como YPF, Total Energies, Tecpetrol, Harbour Energy (ex Wintershall Dea), PAE, Pampa y CGC, entre otras— acepten como contraparte a las distribuidoras, que en las últimas décadas enfrentaron recurrentes problemas de caja como consecuencias de los atrasos y congelamientos tarifarios en los que incurrió el Estado, fundamentalmente durante las administraciones kirchneristas.
Cerca de la Secretaría de Energía interpretan que con la Revisión Quinquenal Tarifaria (RQT), que estableció una fórmula de ajuste automática para actualizar de forma mensual las tarifas residenciales de gas, las distribuidoras tienen espalda financiera para operar como sujetos de crédito y firmar contratos con las petroleras.
Plan Gas: un esquema de salida
La Secretaría de Energía aspira a publicar, en los próximos días, una resolución que especifique la estrategia oficial para conseguir una migración de esos contratos del Plan Gas. Fuentes privadas consultadas por EconoJournal indicaron que entre los incentivos que tienen las petroleras para aceptar un cambio en la contraparte contractual figura, por ejemplo, que Enarsa no es un buen pagador de los volúmenes de gas que compra para luego cederle a las distribuidoras para cubrir la demanda residencial. La empresa estatal, que hoy es presidida por Tristán Socas, un funcionario que llegó al cargo por impulso del asesor presidencial Santiago Caputo, no sólo suele pagar fuera de término las facturas de las petroleras, sino que —a diferencia de Cammesa— tampoco reconoce intereses a los privados cuando abona fuera de plazo.
De hecho, algunas petroleras plantearon a Tettamanti la posibilidad de que el Estado reconozca intereses adeudados desde hace años (incluso desde la gestión de Alberto Fernández) como condición necesaria para que las empresas acepten que Enarsa salga de los contratos de Plan Gas. Sin embargo, la secretaria de Energía descartó de plano esa posibilidad.
A entender de la cartera energética, la vía para reclamar el cobro de esos montos es la judicial. Ese fue el camino que abrió una petrolera con activos en la zona sur del país, que logró que la Justicie obligue a la empresa estatal a reconocer esos intereses no pagados. Es probable que otras compañías afectadas opten por esa misma alternativa.
Otro de los puntos que se está conversando con la Secretaría es cómo saldar una deuda en favor de las petroleras que se acumuló cuando Enarsa compró menos gas de los mínimos previstos en los contratos de la ronda 4.2 del Plan Gas, incumpliendo de ese modo con las cláusulas de take or pay (tomar o pagar) incluidas en esos pliegos. El monto en cuestión es significativo: rondaría los US$ 200 millones, según indicaron a este medio fuentes privadas.
Una de las alternativas que se evalúa para saldar ese pasivo es extender la duración de los contratos de Plan Gas, que expiran en diciembre, hasta fines del primer cuatrimestre de 2029. También está en estudio incrementar los volúmenes del take or pay, que hoy se ubican en torno al 75/80%, hasta un 90 por ciento, otorgándole mayor previsibilidad a las productoras. Sin embargo, la discusión de Energía con los privados aún está abierta.
YPF y la compañía energética italiana Eni consolidaron este martes su relación estratégica en el mega proyecto de Gas Natural Licuado (GNL), al firmar un acuerdo para la exploración conjunta del bloque offshore OFF-5 en aguas profundas de Uruguay, lo que puede convertirse en un antecedente valioso para replicar la experiencia en el Mar Argentino.
El bloque OFF-5, ubicado aproximadamente a 200 kilómetros de la costa uruguaya, abarca una extensión de alrededor de 17.000 kilómetros cuadrados y presenta profundidades de agua de hasta 4.100 metros, informó esta tarde la petrolera nacional.
Conforme al acuerdo, Eni Uruguay Ltd. adquirirá una participación del 50% en el bloque OFF-5 y asumirá el rol de operador, pendiente de la aprobación final de las autoridades uruguayas.
Los análisis geológicos indican que esta área comparte similitudes estructurales con la prolífica cuenca Orange del margen africano, particularmente en Namibia, zona de recientes y significativos descubrimientos de hidrocarburos. Esta analogía se basa en la evolución geológica común que antecedió a la separación continental del Atlántico, sugiriendo un potencial exploratorio considerable en el Margen Americano.
Uruguay adjudicó por primera vez en 2023, a través de la Administración Nacional de Combustible (Ancap), permisos de exploración petrolera en su mar territorial al adjudicar siete bloques de las cuencas marinas en el Océano Atlántico. De aquella licitación, además de YPF, Shell se adjudicó tres áreas, Challenger Energy otras dos, y Apa Corporation las dos restantes.
Alianza en el offshore
Horacio Marín, presidente y CEO de YPF, destacó la importancia de la sinergia al señalar que «este acuerdo con Eni permite dar un paso hacia la exploración offshore. Incorporamos conocimiento globaly capacidades que nos posicionan para aprovechar oportunidades en una región con gran potencial, reafirmando nuestra visión de crecimiento y liderazgo en proyectos innovadores”.
La decisión de avanzar en la exploración de aguas profundas en Uruguay tiene la experiencia previa de YPF en su margen continental. La compañía de la Argentina, junto a Equinor, concretó la perforación del pozo exploratorio Argerich en el offshore argentino, un proyecto que no aportó resultados sobre la existencia de hidrocarburos, pero si conocimiento sobre las complejidades de la exploración en aguas ultraprofundas de la región.
El nuevo entendimiento con Eni refuerza el compromiso mutuo con el desarrollo energético regional y aprovecha la experiencia global de la firma italiana en operaciones offshore complejas, un factor clave para llevar adelante proyectos de esta envergadura, destacó YPF.
YPF y ENI socios en el GNL
Este acuerdo de exploración en Uruguay no es un evento aislado, sino que se enmarca en una colaboración más amplia y de gran envergadura entre ambas compañías. YPF y Eni son socios en el trascendental proyecto Argentina LNG, un ambicioso desarrollo destinado a la producción y exportación de Gas Natural Licuado (GNL) a escala global.
Ambas compañías avanzan junto a la emiratí Adnoc en un acuerdo para la mayor de las etapas del proyecto Argentina LNG, con las cuales YPF buscará avanzar a comienzos del próximo año en la decisión final de inversión o FID, que les permitirá sair a buscar financiamiento por unos US$20.000 millones en el mercado internacional.
La alianza estratégica consolida a estas empresas para desarrollar infraestructura, licuefacción y comercialización internacional de GNL, con la premisa de comenzar exportar el gas de Vaca Muerta desde dos unidades flotantes de licuefacción frente a las costas de Río Negro. La proyección es de producir unos 12 MTPA con una capacidad de exportación de US$10.000 millones al año.
Ganó un juicio, va a donar US$ 500 millones y piensa invertir en seis industrias estratégicas con RIGI incluido.
En una entrevista con Forbes, Juan José Retamero habla de cómo se originó este proyecto benéfico, cómo ve al gobierno de Milei y en qué industrias piensa expandirse.
Una disputa judicial por mercadería no entregada en la industria del vino va a terminar en uno de los mayores proyectos benéficos de la historia argentina con un monto que podría superar los 500 millones de dólares si se suman otros tres procesos judiciales que están en curso.
Luego de recibir sentencia favorable de la Tercera Cámara Civil, Comercial, Minas y Tributaria de Mendoza y anunciar la histórica donación, el empresario español Juan José Retamero recibió a Forbes en su visita por Buenos Aires para contar todos los detalles de este plan, los otros proyectos de inversión que tiene en el país en seis diferentes sectores y la expectativa por la adhesión al RIGI.
“El fallo ratifica que la Justicia argentina avanza en el camino correcto y que el país cuenta con instituciones capaces de brindar seguridad jurídica, previsibilidad y confianza. Este modelo combina inversión privada, energía sustentable y retorno social en beneficio del país”, afirmó el CEO de AISA Group.
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Esta disputa judicial viene de los tiempos en los que nuestra empresa comercializaba con vinos y mostos, entre otros commodities. Tomamos una posición en una mercadería que tenían que entregarnos en unos plazos adecuados, la pagamos por anticipado y luego a la hora de la realidad, cuando demandábamos el producto, el producto no nos lo entregaron. Entonces tuvimos que hacer una reclamación de cantidad o bien de la mercancía que nos adeudaban, o bien de los fondos que pusimos.
Y ahora la Justicia falló a nuestro favor. Yo creo que es un paso histórico para la Argentina que lo comparo casi con un RIGI. Y tú dirás, Juanjo, qué exagerado eres, cómo puede ser que compares esta sentencia, este fallo judicial con un RIGI. Bueno, una de las cosas que yo más valoro del RIGI es la seguridad jurídica, lo demás es equiparar reglas económicas que puede haber en otros países a la realidad argentina. Pero la seguridad jurídica es realmente importante y es un paso hacia adelante para el inversor extranjero que tiene que decidir dónde poner sus activos.
¿Por qué decidieron donar el beneficio de esa sentencia?
El daño eran 12 millones y pico, más intereses, se concentra en una cifra que casi supera los 16 millones de dólares. Pero esto es solamente una parte. La decisión de donar incluye también lo recuperado en otras tres causas judiciales que han atravesado un proceso igual de largo y complejo.
De alguna manera, la donación es una imposición familiar porque para nosotros ya no es una cuestión económica, sino son horas de viaje, desilusión, tener que buscar otras alternativas empresariales para restituir el daño, volver a fabricar todo lo que has perdido y cinco años de procedimiento judicial intenso, donde sufrimos acusaciones de todo tipo. De alguna manera, la familia lo que ha querido es devolverle a la Argentina lo que algunos empresarios de la Argentina nos quitaron.
Y lo ha hecho de una forma tajante. La decisión fue invertir ese dinero —no solo el de la causa Bocardo, sino el total recuperado en las cuatro causas— en proyectos energéticos en la Argentina para que el resultado de ese capital invertido durante los siguientes 30 años más el capital invertido sea repartido en obra social en Argentina, lo que podría llegar a 500 millones.
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También que fructifique, que se desarrolle. Te aseguro que eso se va a cumplir a rajatabla y que se van a poner todos los mecanismos para que el circuito culmine de extremo a extremo. Conforme se recauden esos fondos, irán a una fundación que ya está terminando de constituirse, donde un equipo de profesionales determinará su destino. Todo impecablemente trazado, todo perfectamente documentado y sin que pueda haber el más mínimo atisbo de duda. A mí me parece que la Argentina debería de exhibir acciones como estas para intentar que otras empresas, otros empresarios, puedan mirarse en un espejo bien limpio donde poder desarrollar obra social en sectores o mediante vehículos que ayuden al crecimiento y al desarrollo de este país.
¿Esta donación va a estar particularmente enfocada en las comunidades que rodean los proyectos de inversión que están desarrollando? ¿Cuál es el mapa de inversiones que ya tienen en el país?
Todos los proyectos que nosotros tenemos en la Argentina son de larga maduración, no hay ninguno de corta maduración. Son proyectos en los que realmente son muy jóvenes, o sea, el mineral que hay en la mina Gualcamayo de San Juan no puede salir en un año, necesita un ciclo de 20 años. Y es curioso porque nosotros hoy en día tenemos explorado el 3-4% de la propiedad minera o de la concesión minera, no tenemos explorado más.
Y aun así tenemos una operación para 20 años mínimo, con lo cual quiere decir que con una campaña de exploración que ya se ha iniciado, se deberían de aumentar, no digamos multiplicarla, pero sí se deberían de aumentar las reservas con total seguridad. Entonces entendemos que los 20 años se pueden convertir en 30, en 40, en 50. Y en la pesquera lo mismo.
Nosotros compramos una pesquera en Chubut, Cabo Vírgenes, en la que hay un plan de desarrollo y de crecimiento continuo para los próximos 5-10 años, de crecimiento, luego evidentemente se debe de mantener y se debe de buscar la eficiencia permanentemente, el desarrollo y un impacto social óptimo.
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Tenemos el desarrollo inmobiliario que debería de dar una perspectiva diferente, con el ejemplo de las obras que ya se inauguraron en la ex bodega Cinzano. Nos gustaría dar la oportunidad de tener otro tipo de oferta dentro de una provincia como San Juan, que permita a los grandes proyectos que se vienen y que se van a desarrollar en San Juan, sobre todo proyectos mineros, poder ubicar a los profesionales en otro perfil de producto que queremos poner en el mercado, o los proyectos energéticos que tenemos en el camino.
También estamos entrando en el sector frigorífico, estamos ahora mismo en pleno proceso de una posible adquisición de una compañía que podría ser del sector medio-alto que está ya avanzada y podría culminarse en los próximos meses. Y aparte de lo que ya tenemos, nosotros estamos en permanente búsqueda de oportunidades, no solo en Argentina sino en cualquier otra parte del mundo, pero somos una familia que entendemos que lo que se genera en un país se debería, una parte importante, de seguir desarrollando en ese país. Al ser una empresa familiar que no tiene deuda y que no tiene accionistas, la única obligación que tiene es volver a reinvertir el capital que se va generando.
El Gobierno de Alfredo Cornejo afianza su estrategia de proyección internacional y promueve el desarrollo de sectores clave para la economía provincial.
El gobernador Alfredo Cornejo encabezó una gira oficial por Francia y Emiratos Árabes Unidos, con una agenda estratégica orientada a fortalecer la proyección internacional de Mendoza, promover su liderazgo en el turismo del vino y potenciar las oportunidades de inversión en energía, minería y agroindustria.
Después de participar en Burdeos de la 25ª Asamblea Anual de las Great Wine Capitals (GWC), la comitiva viajó hacia Abu Dabi, donde Mendoza se presentó como un destino confiable y competitivo para la inversión internacional.
El gobernador mantuvo reuniones con Mohammed Alsuwaidi, ministro de Inversiones y titular del fondo soberano ADQ, y con los directivos de Al Dahra Agricultural Company, una de las empresas agroindustriales más importantes del mundo. En ambos encuentros, se presentaron los proyectos provinciales en agricultura, energía y minería, orientados al desarrollo sustentable y la generación de empleo.
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Además, la ministra de Energía y Ambiente, Jimena Latorre, representó a Mendoza en ADIPEC, la feria global más importante del sector energético, donde la provincia fue la única delegación argentina con presencia institucional. Allí, expuso sobre el potencial de Mendoza en oil & gas, energías renovables e hidrógeno verde, y presentó la cartera de proyectos de inversión vinculados a la transición energética.
En Abu Dabi, la comitiva mendocina también participó en reuniones con la empresa estatal Masdar, líder global en energías renovables e hidrógeno verde, donde se analizaron oportunidades de cooperación tecnológica e inversión en el desarrollo de proyectos solares y mineros en la provincia.
Una provincia confiable y abierta al mundo
La misión oficial permitió fortalecer vínculos institucionales y empresariales. La delegación mendocina trabajó en presentar las bondades de la provincia con el objetivo de abrir nuevas oportunidades de cooperación y proyectar el modelo de desarrollo mendocino en mercados internacionales.
El sector continúa anotando nuevos máximos históricos en las ventas al exterior y las perspectivas para los próximos cinco años son aún más positivas. Cuánto podría exportarse hacia 2033.
El dinamismo de la minería llevó a que durante octubre se registrara un nuevo récord en las exportaciones del sector, al anotar un volumen mensual de USD 650 millones y consolidar un acumulado de USD 4.870 millones en los primeros diez meses del año.
Según datos de la Secretaría de Minería, este desempeño no solo representa un crecimiento del 4% respecto al total exportado en todo 2024, sino que también supera el nivel alcanzado en 2011, cuando el acumulado enero-octubre había sido de USD 4.082 millones.
El peso de la minería en el comercio exterior argentino se evidenció en la participación de estos productos, que en octubre representaron el 8,9% de las exportaciones totales y el 6,9% en el acumulado anual.
En términos interanuales, se observa asimismo un salto significativo: el valor exportado en octubre creció un 45,4% frente al mismo mes del año anterior, mientras que el acumulado de 2025 muestra un incremento del 34,6% respecto al mismo período de 2024.
Además, el volumen exportado en los primeros diez meses de 2025 se ubicó un 57% por encima del promedio registrado entre 2010 y 2024 para ese lapso.
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Dentro de la canasta exportadora, los minerales metalíferos dominaron el panorama en octubre, con ventas por USD 525 millones, lo que supuso un aumento interanual del 42,9%.
Este segmento representó el 80,8% de las exportaciones mineras del mes, con el oro como principal protagonista: sus envíos alcanzaron USD 424 millones (el 65% del total minero exportado).
El desempeño del oro se vio impulsado tanto por la mejora de los precios internacionales como por un aumento del 5% en los volúmenes exportados, lo que se tradujo en un crecimiento interanual del 40,2% (equivalente a 121 millones más que en 2024).
La plata, por su parte, experimentó un alza aún mayor, con un incremento del 60,8% respecto a octubre del año anterior (lo que significó 36 millones adicionales), también explicado por la combinación de mejores precios y mayores volúmenes.
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El litio consolidó su posición como segundo mineral más exportado en octubre, con ventas por USD 105 millones y un crecimiento interanual del 71,8%, lo que constituyó un récord histórico para ese mes. Explicó el 16,2% de las exportaciones mineras del período, impulsado por un aumento del 74% en los volúmenes exportados.
En cuanto a los destinos, Estados Unidos, India, China y Suiza concentraron el 77% de las exportaciones mineras de octubre (equivalentes a USD 499 millones), y el 80% del acumulado anual (USD 3.906 millones).
Las ventas a estos países estuvieron compuestas mayoritariamente por minerales metalíferos, que representaron el 82% de las exportaciones mineras a estos destinos en octubre y el 85% en los primeros diez meses del año.
Estos cuatro mercados también absorbieron el 82% de las exportaciones metalíferas en el acumulado anual, mientras que el 18% restante tuvo como principales receptores a Canadá, Corea del Sur, Alemania, Bélgica y Finlandia.
Las perspectivas para el sector minero argentino son optimistas. De acuerdo con la proyección de BBVA Research, las exportaciones del sector podrían alcanzar los USD 25.000 millones en 2033 si el país logra concretar la mayoría de los proyectos en desarrollo y mantiene un entorno macroeconómico y regulatorio estable.
En septiembre último la producción de petróleo aumentó 19 % i.a. y 13 % en los últimos 12 meses (12m), indicó el informe periódico del Instituto Argentino de la Energía General Mosconi.
La producción de petróleo Convencional en el mismo mes se redujo 8 % i.a. y cayó 4,2 % en los últimos 12 meses. La producción No Convencional (que ya es el 60 % del total de crudo producido) se incrementó 40,9 % i.a y 27,8 % en los últimos doce meses, impulsada por el Shale, describio el informe.
Las cuencas Neuquina y Austral impulsan el crecimiento de la producción gasífera anualmente.
En septiembre de 2025 la producción de gas natural se redujo 5,5 % i.a y aumentó 3,6 % al considerar los últimos 12 meses. La producción Convencional se redujo 3,1 % i.a. y aumentó 1,7C% en el acumulado anual.
Por otra parte, la producción No Convencional (63 % del total) se redujo 6,8 % i.a. y aumentó 4,7 % en los últimos doce meses.
La demanda de combustibles
En septiembre de 2025 las ventas de naftas y gasoil tuvieron un aumento del 8,4 % i.a. y del 2,1 % en 12m. respectivamente. Durante los últimos doce meses, las ventas de naftas fueron 2,7 %mayores respecto a igual periodo anterior, mientras que las ventas de gasoil fueron 1,7 % superiores.
La demanda total de Energía Eléctrica aumentó 3,9 % i.a. en septiembre de este año respecto a igual mes de 2024. El consumo eléctrico anual presenta un aumento acumulado del 0,3 % en 12 meses.
El informe describe que el gas natural entregado por redes de distribución se redujo 5,5 % i.a. en agosto de 2025 (último dato disponible) y 3,3 % 12m. en los últimos doce meses corridos respecto a igual periodo del año anterior.
Evolución de los subsidios energéticos
Los subsidios energéticos devengados presentan una reducción en términos acumulados en el año 2025, según datos del del Instituto Interdisciplinario de Economía Política de la UBA (IIEP-UBA).
Hoy llegan desde esa provincia entre 1.500 y 2.000 camiones por día con el agente sostén crucial para la fractura de pozos de shale. El crecimiento de la producción de la formación plantea desafíos logísticos complejos.
La provisión de las arenas silíceas, el agente sostén como se las conoce en la industria del shale, pasa por un momento clave ante un escenario en el que la formación neuquina tendrá un salto en su producción.
Las arenas que se usan en la fracturas de los pozos de Vaca Muerta llegan mayoritariamente desde Entre Ríos, más precisamente desde las canteras de Ibicuy.
Según cálculos de la industria, arriban por distintas rutas a Vaca Muerta desde la provincia mesopotámica entre 1.500 y 2.000 camiones por día, una logística que se multiplicaría en los próximos cuatro años a partir de la necesidad de abastecer al Oleoducto Vaca Muerta Sur y los proyectos de exportación GNL por la costa de Río Negro.
La preferencia de las arenas de Entre Ríos sobre otras de cercanía como las de Río Negro, se debe fundamentalmente a que a lo largo de la vida útil de los pozos de shale, las arenas de Ibicuy terminan generando más productividad, como en su momento reveló Horacio Marín, CEO y presidente de YPF.
Técnicamente el secreto, o no tanto, es la mayor presencia de cuarzo que tiene las arenas entrerrianas, que las hacen más resistentes que las regionales.
A la hora de argumentar por la elección del agente sostén que llega desde la Mesopotamia, desde una de las petroleras más importantes de la zona se utilizó una analogía con los cimientos de una casa.
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Es clave en la vida de un pozo que la arena, la base de la estructura del pozo, permita mantener el rendimiento en toda la curva de producción proyectada.
De ahí que algunas operadoras elijan el desafío logístico y económico de traer material desde Entre Ríos, por sobre las canteras del sur del río Negro. Y por sobre las de Chubut que concentraron la atención años atrás.
Sin embargo, importantes operadoras de Vaca Muerta siguen eligiendo arenas rionegrinas y también está la posibilidad de “blendear” (mezclar) el material con las de Entre Ríos.
El uso arenas de uno u otro lugar depende también de decisiones coyunturales.
Y como dijo el secretario de Minería de Río Negro, Joaquín Aberastain Oro a EnergíaOn hace dos semanas atrás, la demanda de arenas será tal con el salto productivo que se espera para Vaca Muerta, que habrá demanda para todos los productores.
Arena húmeda o wet
En este contexto también se mantiene una tendencia de los últimos meses de operadoras de Vaca Muerta que utilizan arena húmeda o sand wet en el proceso de fractura.
Este producto ahorra una etapa al no pasar por los hornos de secado, lo que además de bajar costos también agiliza su utilización en forma más directa.
Ibicuy tiene una larga historia de provisión de arenas. A los largo de décadas estuvieron destinadas a la fabricación de vidrio, pero con el comienzo de la industria del fracking los ojos se posaron en esta locación, a unos 1.300 kilómetros de Vaca Muerta.
Ese dato no menor de la distancia es el que hoy representa un cuello de botella a la que la industria del shale le está buscando salidas.
“Vamos a poner equipo dedicado únicamente a la logística de las arenas”, indicó Marín recientemente. E indicó que el tren es una alternativa pero tardaría mucho tiempo en ponerse en práctica “y el pico de producción de Vaca Muerta va a ser en los próximo cuatro o cinco años”.
Remarcó que el tema se está trabajando y que hay que avanzar en la firma de contratos para empezar a encontrar las soluciones.
Lo que sí remarcó Marín que es viable es un tren de pasajeros en Vaca Muerta. “Vamos a seguir empujando para hacer es el tren de pasajeros porque es lógico y da económicamente”, remarcó el CEO y presidente de YPF.
Las opciones que se manejan
Frente a esta situación, las fuentes consultadas en la industria también marcaron que hay un cuello de botella pero están dadas las condiciones para sortear la situación.
Aparte del tren, que fue descartado por los tiempos para ponerlo en funcionamiento, hay dos posibles alternativas.
La primera es la utilización de los camiones bitrenes.
Una de las opciones que se barajan es traer las arenas de Entre Ríos vía marítima y desde el puerto de SAE hasta la formación neuquina.
Este tipo de vehículos fue autorizado a circular por las rutas del país y sin restricciones horarias, salvo en tramos con riesgo vial, por el gobierno de Javier Milei el 19 de agosto pasado.
Los camiones bitrenes cuentan con dos semirremolques articulados con mayor capacidad de carga que se transportan por todo el país y tienen una longitud permitida de 30,25 metros.
Pueden tener una capacidad del 75% mayor de los camiones actuales. Estas características hacen que se barajen como opción para hacer el traslado de arenas desde Entre Ríos.
¿Transporte marítimo?
La otra alternativa que se evalúa es el transporte marítimo de las arenas. En el puerto de San Antonio Este ya se han recibido arenas para el proceso de fracking de Vaca Muerta. Pero han sido arenas que venían del exterior, que se usaron años atrás en las fracturas.
Ahora una de las opciones que se barajan es traer las arenas de Entre Ríos vía marítima y desde el puerto de SAE hasta la formación neuquina.
Ubicada en Marcos Juárez, se trata de una estación transformadora de 132 kV. «Esta obra es vital para toda la región, porque sin capacidad energética no hay progreso”, dijo el gobernador.
En la ciudad de Marcos Juárez, el gobernador Martín Llaryora inauguró una obra deenergía eléctrica que permite una mejora significativa en el servicio que reciben 12localidades del sudeste provincial y un poblado de Santa Fe.
Se trata de una estación transformadora de 132 kV y de obras complementarias que significaron una inversión provincial a través de Epec superior a los 30.000 millonesde pesos.
El mandatario provincial mostró su satisfacción con la concreción de este proyecto,una compromiso que había asumido en diciembre de 2024 con los vecinos y productores de la región.
“Aún en estos momentos tan difíciles que vive la Argentina, poder inaugurar esta maravillosa obra es una muestra de lo que significa invertir en infraestructura”, señaló.
La nueva instalación energética beneficia a Marcos Juárez, Inriville, Leones,Justiniano Posse, Los Surgentes, San Marcos Sud, Noetinger, Cruz Alta, Pascanas,Gral. Baldissera, Monte Buey, Camilo Aldao.
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“Esta obra es vital para toda la región, porque sin capacidad energética no hay progreso. Cuando se corta la electricidad en una empresa la producción se detiene y cuando no hay factibilidad eléctrica las industrias directamente no llegan”, expresó.
En esa línea, el mandatario provincial aseguró que la obra permitirá atraer nuevas empresas, dar valor agregado a la producción local y generar empleo en la región.
“La infraestructura es lo que abre las puertas al progreso. Hoy lo decimos en Córdoba: seguimos invirtiendo para que cada localidad tenga oportunidades de crecer”, dijo y reiteró que para la gestión provincial “gobernar es generar trabajo. El Estado tiene que acompañar al sector empresarial y emprendedor. Hoy lo estamos haciendo con esta inversión en infraestructura”, completó el mandatario.
La intendenta de Marcos Juárez, Sara Majorel, remarcó la trascendencia que tienepara la ciudad y la región la inauguración de la nueva estación transformadora.“Este tipo de obras de infraestructura de la relevancia que tiene esta estación sonfundamentales para generar lo que nosotros decimos la igualdad territorial, el federalismo dentro de la provincia”, expresó.
Subrayó, además, que la puesta en marcha de esta obra permitirá arraigo, bienestar domiciliario y la instalación de nuevas fábricas que generen trabajo. A su vez, Majorel también valoró y agradeció el compromiso del Gobierno provincial y de la EPEC, expresando que «este paso nos permite mirar al futuro con más igualdad territorial y nuevas posibilidades de crecimiento».
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El presidente de Epec, Claudio Puértolas, señaló que la instalación inaugurada “forma parte del plan de incremento de capacidad del sistema de transporte de energía eléctrica en toda la provincia”.
Puértolas añadió que “en los últimos dos años hemos puesto en servicio seis nuevas estaciones transformadoras de alta tensión, con una inversión que supera los 100 millones de pesos, lo que equivale aproximadamente al 16% de la potencia instalada en toda la provincia”.
Más energía para el desarrollo
La obra permite poner en operación un nuevo transformador de 55 MVA queduplicará la capacidad de entrega para atender el crecimiento de la demandaresidencial, comercial e industrial de toda esta zona particularmente productiva de Córdoba.
Con esta nueva infraestructura, el sudeste provincial pasará a estar alimentado através del sistema de transporte 132 kV, logrando mayor confiabilidad y robustez enla prestación del servicio eléctrico.
El anterior sistema de 66 kV quedará de respaldo para entrar en servicio en caso deser necesario ante una contingencia; a la vez que al liberarse la capacidad de la redde 66 kV, se obtiene una mejora el servicio y los niveles de tensión en la zona de influencia.
Esta obra contempló también la ejecución de trabajos en la EstaciónTransformadora de Alta Tensión en Leones, que permitió poner en servicio la líneade transporte en Alta Tensión en 132 kV que une las dos localidades y permite esteaumento en la capacidad de abastecer de energía de la región mediante esta nuevaestación transformadora.
Cabe destacar que el pasado 9 de agosto se llevaron adelante las maniobras paraenergizar la Estación Transformadora, encontrándose en condición operativa.
Actualmente, se está en etapa de conectar la demanda existente a esta nuevaestación transformadora.
Llaryora estuvo acompañado por los ministros de Producción, Ciencia e Innovación, Pedro Dellarossa; Gobierno, Manuel Calvo; el secretario de Gobierno,Augusto Pastore; los legisladoresAbraham Galo y Julieta Rinaldi; intendentes de la región y autoridades locales.
Obras de energía en toda la provincia
Esta obra forma parte del Plan de Incremento de Capacidad en el Sistema deTransporte de Energía Eléctrica en la Provincia, que incluye la construcción denuevas Estaciones Transformadoras de Potencia para el transporte eléctrico en todoel territorio provincial.
En este marco se han ejecutado un conjunto de seis nuevas estacionestransformadoras de Alta Tensión que fueron puestas en servicio en los últimos dosaños, con una inversión que superó los 75 millones de dólares, que hoy representanmás de 100 mil millones de pesos en inversión para instalar 585 MVA de potenciade transformación en el Sistema eléctrico provincial, que equivale al 16% de lacapacidad previa y permitirán afrontar el crecimiento de 15 a 20 años de lasregiones donde fueron instaladas.
Mediante esta planificación se ejecutaron las Estaciones Transformadoras de AltaTensión: Alta Gracia Norte, Bell Ville, Oeste, Sudoeste (ambas en la ciudad deCórdoba) y la estación transformadora Marcos Juárez que se pone en operación enesta oportunidad.
Este programa continúa adelante con la construcción y puesta en servicio de otroconjunto de nueve nuevas estaciones transformadoras en Alta Tensión en 132 kV en múltiples regiones de la provincial:
● Estación Transformadora San Isidro en la zona norte del área Metropolitanade Córdoba. ● Estación Transformadora Los Espinillos en Calamuchita. ● Estación Transformadora Totoral. ● Estación Transformadora Cruz del Eje. ● Estación Transformadora Cañada de Luque. ● Estación Transformadora Balnearia. ● Estación Transformadora Santa Ana. ● Estación Transformadora Santa Isabel (ciudad Capital). ● Estación Transformadora en el eje de la Ruta 9 entre Oliva y James Craik.
Lo anterior demandará una inversión de aproximadamente 92 millones de dólares,que representan 128 mil millones de pesos actualmente.
La ejecución de este plan de obras en Estaciones de Alta Tensión en 132 kV permite aumentar la capacidad de transformación del sistema eléctrico de nuestra provinciapara abastecer y robustecer las redes de media tensión que entregan energía en laciudad de Córdoba y el interior provincial.
Esto posibilita cubrir las necesidades de energía de la demanda actual y elcrecimiento de la demanda futura residencial, comercial e industrial de Córdoba.
La construcción de este conjunto de nuevas estaciones está complementada con unplan de incremento de capacidad en las estaciones existentes en la red detransporte en Alta Tensión, tanto en 132 kV como en 66 kV a lo largo y ancho de la provincia, con una inversión proyectada de 70 millones de dólares, es decir más de98 mil millones de pesos.
Más obras de energía en Marcos Juárez y la región
Asimismo, se llevó adelante la construcción de más de 5.000 metros de nuevasredes eléctricas de baja tensión con tecnología preensamblada en las localidadesde Marcos Juárez, Cruz Alta y Pascanas, elevando los estándares de calidad yseguridad en la distribución de energía para todos los usuarios.
Además, se ejecutó la repotenciación de subestaciones transformadoras y líneas demedia tensión, fortaleciendo la capacidad del sistema eléctrico y mejorando laconfiabilidad del suministro.
Mientras que se continúa con la ejecución de obras eléctricas en las ciudades deBell Ville y Marcos Juárez, que comprenden nuevos tendidos completamente subterráneos, asegurando un servicio más seguro, confiable y con mayor capacidadpara responder al crecimiento de la demanda.Esta inversión forma parte de un plan estratégico que moderniza la infraestructuraeléctrica en el interior provincial.
Los beneficios alcanzan a ambas ciudades, reduciendo interrupciones y generando condiciones para el desarrollo industrial,comercial y residencial.
Con estas acciones, se reafirma el compromiso de garantizar energía de calidad que acompañe el progreso de toda la región.
Mientras el shale bate récords de producción y exportaciones, Nación anunció un acuerdo con Chubut de quita a derechos de exportación en el crudo convencional y habilita bajas de regalías provinciales. La mirada de un especialista sobre la producción, el empleo y la inversión más allá de los éxitos de Vaca Muerta.
Cerro Dragón y Manantiales Behr, dos de los yacimientos ubicados en el sur de Chubut, provincia que firmó la quita de retenciones al convencional.Cerro Dragón y Manantiales Behr, dos de los yacimientos ubicados en el sur de Chubut, provincia que firmó la quita de retenciones al convencional.
En materia energética, la última semana transitó entre contrastes. El país festejó el boom de Vaca Muerta pero, a unos cientos de kilómetros, las provincias con cuencas maduras aguardaban por los acuerdos políticos.
Por un lado, con Vaca Muerta como protagonista, la Argentina rompió el récord histórico de producción de petróleo con 859.500 barriles diarios, superando el máximo de 1998. Además, Vista Energy y Continental Resources anunciaron inversiones millonarias y la Secretaría de Energía celebró que las exportaciones de crudo crecieron más de 30% en lo que va del año, dejando una balanza energética positiva de unos 5.500 millones de dólares.
Por otro lado, Nación avanzó con Chubut en la firma en un acta para eliminar retenciones al petróleo convencional, pedido de las provincias cuya producción madura viene en declive. En materia política, el anuncio fue leído como parte de las negociaciones abiertas con los gobernadores por las reformas que la administración libertaria necesita, pero en materia productiva el comunicado oficial hizo foco en el “alivio” fiscal para garantizar la continuidad de la actividad.
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Por qué el Gobierno bajó retenciones al petróleo convencional pero dejó afuera del anuncio a Vaca Muerta es una pregunta legítima para sectores no especializados en el negocio petrolero. Para despejar dudas del sector más pujante actualmente en el país, El Litoral consultó a Roberto Carnicer, director del Instituto de Energía de la Universidad Austral y presidente de HUB Energía, quien hace semanas encabezó un seminario sobre el declino del convencional con riesgo económico, social y territorial.
“Es una señal evidentemente positiva, es relevante, es un paso hacia lograr incentivos, pero no es suficiente”, dijo Carnicer sobre si el anuncio oficial mueve la aguja. “Ahora faltan los avances a nivel provincia”, agrega, marcando el eje que considera decisivo para la producción del convencional en las cuencas maduras provinciales.
Una industria dividida en dos
El primer eje es despejar el el debate del aspecto puramente económico sino enlazarlo a una mirada territorial. “Recordemos cuál es la preocupación de los productores de hidrocarburos convencionales. En realidad es la preocupación de las provincias”, explica. “Si no se desarrolla el hidrocarburo convencional, se caen industria de hidrocarburos en provincias como Chubut, Santa Cruz o Mendoza”.
Carnicer señaló un punto que suele perderse en la discusión pública: aunque Vaca Muerta domina la escena, cerca del 40% del crudo y el 30% del gas que se produce en Argentina sigue siendo convencional, y casi la mitad de las reservas probadas de petróleo están en cuencas maduras. Sin ellas, el abastecimiento interno no está garantizado.
Sin embargo, el mapa está dividido en dos y distinta es la situación en “parte de Neuquén, de Río Negro y de Mendoza que desarrollan el no convencional y por lo tanto están en una excelente condición, concentrando hoy cerca del 70% de la producción de crudo y de gas”.
Sobre la quita de retenciones, consideró indispensable “cómo se manejan las regalías provinciales”. Recordó que Chubut ya propuso bajarlas del 12% al 8%. Sin ese avance, analiza que recomponer el convencional quedará a medio camino. “Es necesario para mantener las economías de estas provincias, con una industria que históricamente se desarrolló sin inconveniente, pero que evidentemente hoy es más conveniente la inversión a ser realizada en la cuenca neuquina”.
Costos y regulaciones
Como segundo eje cita a los costos. “Los Opex hoy en día en Vaca Muerta son más económicos que los que corresponden a áreas maduras”, señaló.
“Los costos operativos en Vaca Muerta son más económicos que los que corresponden a áreas maduras. Y esto sucede porque el convencional exige mayor exploración, mayor incertidumbre, más financiamiento. Porque el concepto histórico de buscar ‘el yacimiento’ no sucede en el no convencional”, describió.
Apuntó además que las razones no solo son técnicas, sino también políticas. En ese aspecto señaló que la quita de retenciones ayuda, pero no alcanza. “Habría que hacer un paquete integral de estímulo donde tienen que trabajar las provincias y la Nación”, dijo.
En ese plano, mencionó regulaciones provinciales que, en su opinión, perjudican la competitividad. “Hay provincias que establecen reglas que funcionan como proteccionismos económicos. Exigir un porcentaje muy alto de mano de obra local termina siendo un obstáculo”, dijo y apuntó al caso de Santa Cruz donde se estableció recientemente por ley que tiene que haber un 80% de mano de obra local.
Estas políticas, según Carnicer, no solo frenan inversiones sino que complican la disponibilidad de personal especializado: “Si no se capacita mano de obra a tiempo, o si se restringe el ingreso de trabajadores formados, no solo que no se puede desarrollar el sector sino que se corre el riesgo de estancarlo”.
“Habría que hacer un paquete integral de estímulo donde tienen que trabajar las provincias y la Nación. Para no perder puestos de trabajo, lo que se necesita es liberar condiciones regulatorias. Competir con Vaca Muerta, cuyos costos operativos hoy son mucho menores, requiere condiciones mucho más flexibles”, advirtió.
La inclinación de la balanza
Las últimas semanas estuvieron llenas de festejos en el plano energético: récord de YPF, exportaciones en alza, un superávit energético que supera los 5.500 millones de dólares. ¿No genera eso una ilusión de bonanza que tapa los problemas estructurales?, se le consultó
Carnicer lo descartó: “Que hemos llegado a un nivel de producción histórico, no cabe duda; que se debió a Vaca Muerta, no cabe duda. Pero nada de esto significa un autoengaño estadístico” En todo caso, señaló riesgos regionales: “Hay que tratar de desafectar el tema provincial del tema nacional. Las inversiones para Vaca Muerta y el impulso récord de las exportaciones es una realidad. Por lo tanto, las economías de las provincias tendrán que generar las mejores condiciones para que los hidrocarburos convencionales sean competitivos”.
Respecto al impacto sociodemográfico de estos vaivenes productivos, dijo que no es una preocupación pero sí que hay condiciones para atender. “Si las economías regionales impiden que venga a trabajar una persona capacitada porque no nació en la provincia, veo inconsistencias. Por un lado piden condiciones más adecuadas a nivel nacional y resignan ingresos por regalías, y simultáneamente imponen condiciones restrictivas para la mano de obra necesaria para desarrollar el sector”.
Mirando al norte
En el capítulo internacional, ante la estrecha relación abierta con los Estados Unidos y su impacto en la política energética local, el especialista indicó que es decisiva para el futuro argentino.
“Si hemos desarrollado Vaca Muerta como está hoy es por los conocimientos que hicieron los americanos en 2012 y 2013 y que implementamos desde 2017”, dijo. Recordó que Tecpetrol y Fortín de Piedra vivieron un salto técnico gracias al know-how estadounidense, con Horacio Marín —actual presidente de YPF— como figura clave.
El mercado energético cerró en terreno positivo tras nuevas señales de la Fed y un escenario diplomático que volvió a complicar las perspectivas de oferta rusa.
Los precios del petróleo subieron cerca de 1% este lunes, impulsados por el renovado optimismo del mercado respecto a un recorte de tasas en Estados Unidos en diciembre y por la creciente incertidumbre sobre el rumbo de las negociaciones de paz entre Rusia y Ucrania, que volvieron a introducir volatilidad en las expectativas de oferta global.
El futuros del crudo Brent cerraron en 63,37 dólares, con un alza de 1,3%, mientras que el West Texas Intermediate (WTI) avanzó 1,3% hasta 58,84 dólares. Ambos contratos habían terminado el viernes en sus niveles más bajos desde el 21 de octubre, según datos de Reuters.
El impulso llegó luego de que el gobernador de la Reserva Federal, Christopher Waller, afirmara que los datos disponibles indicaban que el mercado laboral estadounidense seguía siendo “lo suficientemente débil” como para justificar otro recorte de un cuarto de punto en diciembre. Las probabilidades de flexibilización volvieron a aumentar, apoyadas también por los recientes comentarios del presidente de la Fed de Nueva York, John Williams, quien sostuvo que las tasas podían bajar “en el corto plazo”. Estas señales redujeron tensiones en los mercados financieros y elevaron las apuestas a un escenario de mayor demanda energética hacia fin de año.
Tensión por el proceso de paz y sanciones a Rusia
Al mismo tiempo, las perspectivas de un acuerdo entre Rusia y Ucrania volvieron a desdibujarse. Estados Unidos y Kiev buscaron ajustar una propuesta que había sido criticada por ser demasiado favorable al Kremlin, lo que mantuvo la atención del mercado sobre el posible impacto en la oferta rusa.
Analistas de Ritterbusch and Associates señalaron que la reciente baja del crudo estaba atada al “progreso reportado” en las negociaciones, pero advirtieron que una reducción superior al 5% en la prima de riesgo geopolítico resultaba “excesiva”, considerando la posibilidad de que la guerra se prolongara.
A esto se sumaron las nuevas sanciones estadounidenses a Rosneft y Lukoil, que entraron en vigor el viernes y generaron fricciones que normalmente impulsarían los precios. Sin embargo, la atención del mercado siguió centrada en la evolución del diálogo entre Moscú y Kiev.
Cálculos de Reuters mostraron que los ingresos petroleros y gasíferos del gobierno ruso podrían caer alrededor del 35% interanual en noviembre, hasta 520.000 millones de rublos (unos 6.590 millones de dólares), debido al petróleo más barato y a un rublo más fuerte.
Mercados divididos sobre la Fed y proyecciones a futuro
La incertidumbre respecto a los próximos pasos de la Fed continuó generando divisiones entre bancos de inversión. Mientras algunos operadores anticiparon un recorte en diciembre, otros alertaron sobre señales contradictorias en materia de empleo e inflación.
La Universidad Siglo 21 y la IFC, brazo del Banco Mundial, crearán carreras técnicas y de grado que preparen a la nueva generación de profesionales de los sectores minero y energético de la Argentina.
La Argentina necesitará alrededor de 200.000 profesionales calificados antes de 2030 para acompañar la expansión de proyectos vinculados al crecimiento del sector minero y energético. Ante estas cifras que superan la capacidad de formación actual, instituciones educativas y organismos internacionales comenzaron a diseñar alternativas para satisfacer la demanda.
En esa proyección se inscribe el acuerdo que la Universidad Siglo 21 firmó con la Corporación Financiera Internacional (IFC por sus siglas en inglés), un brazo del Grupo Banco Mundial, para impulsar un plan educativo que forme talento especializado. La alianza apunta a fortalecer la vinculación entre la educación superior y el sector productivo.
Qué propone Siglo 21 para la minería sostenible que viene
La institución anunció que trabajará en un portafolio de carreras técnicas, de grado y de posgrado, y en programas de formación continua pensados para cubrir las necesidades reales de la minería moderna. Las áreas priorizadas incluyen:
geología aplicada,
ingeniería ambiental,
gestión de proyectos sostenibles,
energías renovables,
y especializaciones vinculadas al litio.
En la IFC explican que el objetivo es reducir la distancia entre “el aula y el yacimiento”, con propuestas que respondan a un sector que exige personal calificado de forma inmediata.
La actividad minera moviliza inversiones de gran volumen:
U$S 9.000 millones en construcción y producción actuales,
U$S 20.000 millones adicionales en proyectos factibles para los próximos años.
El empleo también muestra un crecimiento acelerado. Hoy hay 40.000 puestos directos, pero el total se multiplica entre 3 y 8 veces cuando se suman los roles indirectos e inducidos. La comparación regional refuerza la tendencia: Chile y Perú ya superan los 240.000 empleos directos cada uno.
Este panorama posiciona al sector como uno de los más dinámicos para jóvenes que buscan oportunidades en tecnología, sostenibilidad, geociencias o gestión ambiental. Además, varias formaciones que impulsa Siglo 21 tienen formatos virtuales o combinados, lo que abre el acceso a estudiantes de todas las provincias.
Qué implica para estudiantes y futuros profesionales
El acuerdo entre la Univerisdad Siglo 21 y la IFC apunta a impulsar carreras con rápida salida laboral, un enfoque que se alinea con la búsqueda actual de muchos jóvenes.
La Unión Europea no ha construido una fundición nueva desde los 90: ahora paga el precio.
Europa acaba de aprender una lección incómoda. Tras la invasión rusa a Ucrania, la Unión Europea se movilizó a una velocidad inédita para cortar el cordón umbilical del gas ruso. Lo consiguió —más o menos, porque ha sido una historia a trompicones— con REPowerEU: nuevas infraestructuras, diversificación de proveedores y ajustes dolorosos pero eficaces.
Se vienen los metales
Sin embargo, en segundo plano, se ha consolidado una vulnerabilidad más profunda y difícil de revertir. Como advertía Richard Holtum, directivo de Trafigura, en su columna para Financial Times, “Europa ha dejado de ser dependiente del gas ruso para volverse vulnerable en algo todavía más estructural: sus cadenas de suministro de metales”. Y eso, según él mismo, tiene una consecuencia muy simple y muy grave: “Sin metales críticos no hay semiconductores, ni energías renovables, ni equipos militares, ni inteligencia artificial”.
El laberinto de los metales críticos. La raíz del problema es doble: una dependencia abrumadora del exterior y una erosión silenciosa de la capacidad industrial europea para producir y transformar los minerales que sostienen la economía moderna. Holtum lo resume con un dato demoledor: Europa no ha construido ni un solo nuevo complejo de refinado desde los años 90, y en la última década ha cerrado o recortado cerca de un tercio de los que tenía.
Entretanto, China desplegó una estrategia deliberada para absorber la capacidad mundial de refinado, el eslabón clave de la cadena. Hoy controla entre el 70% y el 90% del procesamiento global de muchos metales esenciales.
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Las cifras lo confirman. Un metaanálisis europeo, publicado en Springer Nature, revela que la UE no produce nada de galio, germanio, vanadio o tierras raras que consume; solo porcentajes residuales de litio (0,1%), cobalto (0,5%), níquel (1%) o grafito natural. El mismo estudio concluye que el objetivo comunitario de cubrir el 10% de sus necesidades de materias primas críticas hacia 2030 es, sencillamente, “irrealista” para la mayoría de metales. Europa depende casi por completo de otros para acceder a los materiales que permiten fabricar desde baterías hasta armamento avanzado.
A esa debilidad estructural se suma un problema de escala: la demanda se multiplicará entre seis y quince veces de aquí a 2050 debido a la electrificación del transporte, el despliegue masivo de renovables y la digitalización acelerada. La Unión necesita más metales que nunca justo cuando menos capacidad tiene para producirlos o refinarlos.
Una industria estratégica que se tambalea. El impacto ya es visible. Según Euronews, la siderurgia europea habla abiertamente de “supervivencia” ante el aluvión de acero chino fuertemente subvencionado y los aranceles punitivos estadounidenses. La industria química, otro pilar histórico del tejido industrial europeo, atraviesa un deterioro aún más severo: plantas cerradas, inversiones evaporadas y un consenso creciente entre analistas de que “la desindustrialización ya no es un riesgo: es una realidad”.
La ironía es amarga
La UE quiere electrificarlo todo, pero no controla los materiales mínimos de esa electrificación. Las turbinas eólicas contienen más de 8.000 piezas, muchas con metales críticos; los paneles solares generan cantidades crecientes de residuos cuyo reciclaje es aún incipiente; el 85% de una turbina puede reciclarse, pero casi nadie lo hace.
Lo que debería ser el pasaporte europeo hacia la autonomía energética se convierte en un cuello de botella que amenaza con parar fábricas, retrasar infraestructuras y socavar la transición verde.
China, de proveedor a minotauro industrial. La fricción con China ya no es solo comercial: es estructural. Pekín ha endurecido en el último año sus controles a la exportación de metales críticos. Según el World Economic Forum, las restricciones recientes sobre tierras raras, galio, germanio y antimonio han elevado los precios, obligado a plantas europeas a parar y generado un clima de incertidumbre permanente para industrias enteras.
Se puede explicar con un ejemplo reciente: para obtener licencias de importación, las empresas alemanas deben entregar al Gobierno chino información extremadamente detallada: diagramas de fabricación, fotografías indicando dónde se alojan las tierras raras en un producto, listas de clientes, volúmenes de inventario, datos de producción de los últimos tres años y previsiones futuras.
Mientras tanto, el Gobierno alemán reconoce que ni siquiera dispone de ese nivel de detalle sobre sus propias compañías. La paradoja es evidente: China sabe más sobre la anatomía industrial alemana que el propio Estado alemán.
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Esa asimetría alimenta una forma de coerción quirúrgica: retrasar una licencia crítica aquí, ralentizar un flujo clave allá, tensar negociaciones bilaterales, presionar a través de controles rotatorios cada seis meses. El mensaje de fondo es claro: quien depende, obedece, o mejor conocido como “Second China Shock”.
Una respuesta que llega tarde. La reacción europea está en marcha, aunque muchos reconocen que llega con retraso. Según la Comisión Europea, Bruselas presentará antes de fin de año el nuevo plan RESourceEU, destinado a garantizar suministro, crear reservas estratégicas, reforzar acuerdos con terceros países y reimpulsar la minería y el refinado dentro de la UE.
A esto se añadirá la creación de un Centro Europeo de Materias Primas Críticas, encargado de coordinar compras conjuntas, monitorizar riesgos y actuar como punto neurálgico de inteligencia industrial.
El programa de trabajo de la Comisión para 2026, bajo el lema “Europe’s Independence Moment”, también sitúa el acceso a materias primas en el corazón de su estrategia de soberanía. Junto al refuerzo de capacidades de defensa, la protección de infraestructuras críticas y el impulso a la innovación, Bruselas admite por primera vez que sin acceso estable a minerales esenciales ningún proyecto de autonomía industrial es viable.
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El regreso del “stockpiling”. Uno de los giros más relevantes es el debate sobre las reservas estratégicas. Según un reportaje de Financial Times, la UE lanzará una consulta para decidir qué metales almacenar, cuánto comprar y cómo financiarlo. Es un cambio profundo: Europa lleva décadas con reservas de petróleo, pero nunca ha considerado almacenar minerales críticos.
Sin embargo, surge un problema evidente. Algunos materiales —como el litio hidróxido, recuerda Fastmarkets— tienen una vida útil de apenas seis meses incluso almacenados correctamente. Otros, como ciertos óxidos metálicos, requieren condiciones de humedad y temperatura muy específicas. Y en el caso de metales como el galio o el germanio, comprar masivamente implicaría adquirirlos a China. La paradoja es transparente: Europa podría intentar reforzar su autonomía comprando más a quien genera su vulnerabilidad.
El obstáculo político tampoco es menor. El estudio académico que analizaba el potencial minero europeo señala que hay reservas relevantes de varios metales dentro del continente, pero los impedimentos son sociales y regulatorios: oposición local, burocracia lenta, permisos que tardan décadas, inseguridad normativa. Sin minería ni fundición, cualquier plan europeo corre el riesgo de quedarse en declaraciones.
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Aliado imprescindible y rival inevitable. La otra variable es Estados Unidos. Washington lleva dos años de ventaja en esta carrera. Según hemos explicado en Xataka, EEUU y Australia han firmado un acuerdo que podría movilizar 8.500 millones de dólares para proyectos de minerales críticos, incluidas nuevas refinerías de galio.
El Pentágono ya ha destinado cientos de millones a contratos de antimonio y otros metales estratégicos. Y tanto con Biden como con Trump, la diplomacia mineral forma parte central de la estrategia exterior estadounidense: inversiones en Ucrania, proyectos ferroviarios en Angola, alianzas con Japón, Corea del Sur y Canadá, y una fuerte presión para asegurar cadenas de suministro alineadas con Washington.
El riesgo para Europa es obvio. Si Estados Unidos absorbe la mayoría de la oferta alternativa a China —Australia, Canadá, África—, la UE podría quedarse sin proveedores con los que diversificar. La ventana se estrecha a medida que las tensiones geopolíticas aumentan.
La compañía Phoenix Global Resources, controlada por Mercuria Energy y con una participación minoritaria de Integra Holding, se convirtió en el principal productor de petróleo de Río Negro. En octubre, la petrolera puso en marcha los primeros cuatro pozos exploratorios en el área Confluencia Sur, que se encuentra en la zona rionegrina de la formación no convencional y marcó un hito en la expansión de la frontera de Vaca Muerta.
En los hechos, Phoenix puso en producción el primer pad de cuatro pozos no convencionales que tuvieron una perforación de 3.000 metros de rama lateral, alcanzando una profundidad final de 6.350 metros cada uno.
La producción del nuevo pad en Confluencia Sur supera los 5.000 barriles diarios de petróleo (bbl/d) dentro del período de well testing, con proyección a continuar incrementándose. Este volumen se complementa con la producción de Confluencia Norte, superando los 7.000 bbl/d. De esta manera, Phoenix es responsable de más del 25% de la producción total de petróleo de Río Negro.
“El comportamiento dinámico de los pozos es excelente y en algunos de los casos, mostrando volúmenes de petróleo significativos en las primeras horas de ensayo”, señalaron desde la compañía.
“Estos primeros sondeos fueron fracturados con técnicas avanzadas de estimulación de alta intensidad en base a la curva de aprendizaje y a los resultados de Vaca Muerta a nivel regional, ejecutándose un total de 105 etapas”, destacó la petrolera, que tiene activos en las cuencas Neuquina (Neuquén y Río Negro) y Cuyana (Mendoza).
Expansión de la frontera de Vaca Muerta
Los pozos no convencionales en Confluencia Sur de Río Negro confirman la presencia del reservorio Vaca Muerta en el área y con características de espesor similares a los pozos ejecutados por Phoenix en los bloques Mata Mora Norte (Neuquén) y Confluencia Norte (Río Negro).
El CEO de Phoenix Global Resources, Pablo Bizzotto, subrayó que “es muy impresionante cuando uno compara un mapa de Vaca Muerta de hace apenas algunos años. En algunos ni siquiera aparecía Mata Mora y en ninguno Confluencia. La visión estratégica del equipo de Phoenix y una ejecución de clase mundial, nos ha permitido poner en valor activos que no estaban en el radar de la industria”. Y añadió: “como rionegrino, estoy orgulloso de poder contribuir con mi provincia a que sea parte del proyecto más transformador que ha tenido la Argentina en las últimas décadas”.
Phoenix tiene un compromiso de inversión en Río Negro de US$ 110 millones en un plan de ejecución completa del pad de cuatro pozos dentro de la exploración de los bloques Confluencia Norte y Confluencia Sur. La inversión también incluye un total de siete pozos horizontales con rama lateral de 3.000 metros y el registro y procesamiento de sísmica 3D por 228 kilómetros para ambas áreas.
En los últimos años, Phoenix Global Resources invirtió en activos en Vaca Muerta: Mata Mora Norte y Sur en la provincia de Neuquén y Confluencia Norte y Sur en la provincia de Río Negro.
Con la adquisición de estas últimas dos áreas en julio de 2023, la compañía se consolida teniendo una presencia significativa en una de las formaciones de shale más grandes del mundo con 500 kilómetros cuadrados (km2) en una zona de productividad comprobada. En los últimos días alcanzó una producción de 19.000 bbl/d en sus activos no convencionales.
GeoPark, la petrolera independiente colombiana, anunció que los bloques no convencionales de petróleo Loma Jarillosa Este y Puesto Silva Oeste, adquiridos a Pluspetrol en Vaca Muerta , impulsó significativamente su portafolio de activos. La empresa reportó un 430% de Tasa de Reemplazo de Reservas 2P (probadas y probables), logro que se debe principalmente a la incorporación de 36,7 millones de barriles de petróleo equivalente (MMboe) en la Argentina.
Esta adquisición estratégica ha transformado el perfil de la compañía. Las reservas 2P totales (Probadas y Probables) de GeoPark aumentaron un 38% interanual , y los activos argentinos en Vaca Muerta ya representan el 30% de las reservas totales certificadas de la empresa, comunicó la empresa al mercado, tras la reciente compra de los dos bloques a Pluspetrol en una operación valuada en US$115 millones.
Las primeras operaciones de Geopark en Vaca Muerta
Luego de una demorada llegada a Vaca Muerta tras un acuerdo frustrado con Phoenix Global Resources, el crecimiento fue tan significativo que el Índice de Vida de Reservas 2P (RLI) de GeoPark aumentó un 80%, alcanzando los 12,7 años. Además, la eficiencia de capital de la compañía se destacó con un bajo costo FD&A (en español: costo de hallazgo, desarrollo y adquisición) de USD 4,3 por boe en base 2P.
Los planes de Geopark en VacaMuerta
La empresa informó que inició la optimización en Loma Jarillosa Este y presentó Puesto Silva Oeste para certificación, logrando reclasificar 3,4 MMboe como reservas 2P y 24,6 mmboe como reservas 3P. En ese sentido, ya tiene en marcha un plan de desarrollo transformacional que incluye un nuevo programa de perforación para la segunda mitad de 2026, con el objetivo de alcanzar una meta de producción plateau de 20.000 boed para el año 2028.
El éxito en la Argentina se combina con una base de activos estable en Colombia, lo que resultó en un portafolio más sólido y diversificado. El Valor Presente Neto 2P (NPV10) después de impuestos de las reservas consolidadas de GeoPark se estimó en USD 1.300 millones , con un valor ajustado por deuda neta de USD 15,8 por acción.
En su informe al mercado, GeoPark precisó que en Colombia logró un crecimiento de reservas 2P de aproximadamente 2,6 MMboe (excluyendo el efecto de desinversiones), impulsado por revisiones técnicas en los bloques CPO-5 y Llanos 123. La base de producción estable del bloque Llanos 34 continúa contribuyendo a las reservas, apoyada en iniciativas de recobro mejorado, inyección de agua y perforación de pozos infill.
El CEO de GeoPark, Felipe Bayon, destacó que “la capacidad de la empresa para incrementar reservas significativas y al mismo tiempo mantener bajos costos es un testimonio de su enfoque estratégico y capacidades operacionales”. La eficiencia de capital demostrada por el costo FD&A de US$4,3 por boe subraya el enfoque disciplinado en la asignación de capital para generar barriles de alta calidad y valor agregado a costos competitivos.
Este bajo costo es clave para el portafolio, que equilibra el alto potencial de crecimiento de Vaca Muerta con la base de producción estable y madura de Colombia. La gerencia consideró que este crecimiento significativo en reservas, combinado con el mantenimiento de bajos costos y la extensión de la vida útil de las reservas, prepara a GeoPark para un futuro más resiliente y diversificado”.
El estado de Texas en los Estados Unidos acaba de otorgar un nuevo préstamo subsidiado para la construcción de una central eléctrica a gas natural. Se trata del sexto préstamo que es otorgado a través de un fondo energético estatal de US$ 7200 millones que fue creado para apoyar la construcción de generación despachable en un mercado eléctrico que actualmente es más favorable a los proyectos con renovables y baterías. Los proyectos aprobados alcanzan una potencia de 3500 MW a gas natural.
El gobernador de Texas, Greg Abott, anunció la semana pasada el otorgamiento de un sexto préstamo a través del Texas Energy Fund (TxEF). La compañía generadora NRG Energy recibirá el préstamo para la construcción de un proyecto de 455 MW de generación eléctrica a gas natural.
El contrato del préstamo establece que el costo total del proyecto se estima en menos de US$ 617 millones. El préstamo TxEF es por hasta US$ 370 millones, o el 60% del costo total del proyecto, a una tasa de interés del 3% y a devolver en 20 años.
La Comisión de Servicios Públicos de Texas (PUCT) informó que los préstamos aprobados hasta el momento ya alcanzan a proyectos que suman más de 3.5 GW de generación a gas.
Incentivos a la generación despachable
El financiamiento público intenta subsanar la falta de incentivos para la construcción de generación despachable en ERCOT, la red de transmisión y el mercado mayorista eléctricos que sirven al 90% del territorio y a prácticamente toda la demanda eléctrica en Texas.
La legislatura estatal en Texas en 2023 creó por ley el fondo TxEF, destinado principalmente a proporcionar préstamos a bajo interés para proyectos que agregan generación nueva y despachable en el área de ERCOT. Para este fin dispone de hasta US$ 7200 millones para otorgar préstamos. La creación del fondo también fue respalda por el voto popular a través de consulta pública.
La iniciativa tiene su raíz en la crisis energética del invierno de 2021 que dejó a casi un tercio de la demanda eléctrica de Texas sin servicio eléctrico durante más de una semana. La ola polar puso de relieve la debilidad de la infraestructura energética para soportar eventos climáticos extremos y generó un debate sobre la necesidad de adaptación de la infraestructura existente y su costo económico.
Sin embargo, el gobierno de Abbott incluyó en la discusión el financiamiento de nuevos proyectos de generación eléctrica «despachable», un término que refiere a la capacidad de una fuente de generación eléctrica para producir energía bajo demanda, cuando sea necesario y en la cantidad requerida, mientras que en el caso de las energías renovables, como la solar y la eólica, la producción depende de factores climáticos y no puede controlarse con la misma precisión.
Mercado eléctrico
La necesidad de incentivos para promover nueva generación despachable resulta contraintuitiva en la medida que el mercado eléctrico de Texas es considerado uno de los más competitivos del planeta y está siendo testigo de un importante crecimiento en la demanda de energía producto del crecimiento industrial y la instalación de data centers.
ERCOT es un mercado mayorista eléctrico en el que solamente se vende y compra energía, lo que se conoce en la jerga de la industria como energy only market. El mercado tejano no remunera capacidad y los ingresos de las generadoras son únicamente por venta de energía.
NRG Energy fue hasta ahora la principal beneficiaria del programa, recibiendo préstamos por 1148 millones de dólares. Rob Gaudette, vicepresidente ejecutivo de NRG, explicó que la planificación de centrales es difícil ya que no depende de contratos a largo plazo con clientes específicos sino de las condiciones generales del mercado. Un argumento es que no hay claridad sobre qué parte de la demanda de electricidad prevista por los data centers para inteligencia artificial se hará realidad.
Sectores de la oposición y de la industria de generación han cuestionado que los préstamos subsidiados a la generación a gas no son necesarios y que distorsionan el mercado. Además de los seis contratos de préstamo aprobados, hay 11 solicitudes en proceso de diligencia debida que en conjunto representan 5406 MW de nueva generación despachable propuesta para la red ERCOT.
En paralelo, avanzan también otras iniciativas para dar más respaldo a las inversiones en generación despachable. El Senado de Texas este año dio media sanción a un proyecto de ley que forzará a las compañías distribuidoras, generadoras y cooperativas eléctricas dentro de ERCOT a compensar cualquier adición nueva de energías renovables y de sistemas de almacenamiento de energía con una cantidad equivalente de nueva capacidad a gas naturalu otras fuentes consideradas despachables.
La empresa argentina Nuclearis está por concluir su primer hito en su estrategia de licenciamiento y desarrollo comercial de un microrreactor nuclear en el mercado estadounidense. El fabricante de insumos y componentes para las centrales nucleares argentinas espera obtener en los próximos meses en los EE.UU. la patente definitiva del N1, un reactor modular micro de 17 MW eléctricos.
Mientras tanto, la empresa ya trabaja en la ingeniería básica de cara a comenzar con el proceso de licenciamiento del reactor, del cual esperan poder construir unaprimera unidad en EE.UU. o en la Argentina, según explicó a EconoJournal el CEO y fundador de Nuclearis, Santiago Badran.
¿Quiénes son?
Nuclearis es una empresa consolidada en la industria nuclear argentina desde hace 15 años, que se destaca por la fabricación de insumos nucleares críticos, principalmente para la operación de las centrales Atucha I y II. “Somos la única empresa 100% privada en América Latina en haber certificado ASME III, una certificación que te permite fabricar componentes para centrales en cualquier parte del mundo”, subrayó Badran.
Atento a las oportunidades que se están abriendo en el mercado internacional a partir del renovado interés en la energía nuclear, el fundador de Nuclearis decidió incursionar en el diseño de reactores nucleares y específicamente en el segmento de microrreactores. De ese interés surge el concepto del reactor N1, un diseño cuya característica distintiva pasa por la gestión del combustible gastado.
El objetivo inmediato fue transformar esa idea en un proyecto industrial, para lo cual Badran se asoció con inversores extranjeros para constituir Nuclearis Energy en los EE.UU. La empresa está tramitando la patente de invención del diseño del N1 ante la Oficina de Patentes y Marcas registradas de los EE.UU. y espera obtenerla en la primera mitad de 2026. Mientras tanto, ya están trabajando en la ingeniería básica, pensando en la siguiente etapa, que será comenzar con el licenciamiento del reactor ante la Comisión Regulatoria Nuclear (NRC) estadounidense en donde ya han presentado formalmente la inscripción inicial.
Concepto general del reactor N1 de Nuclearis.
La inversión estimada para llegar a un first of a kind (FOAK, siglas de primera versión de un diseño) asciende a los US$ 600 millones. Badran no descarta replicar el licenciamiento en la Argentina para construir la primera versión en el país. “La ingeniería se hará íntegramente en Argentina. Mi ambición es por lo menos el primer FOAK instalarlo en nuestro país”, dijo.
Reducción de CAPEX y OPEX
El N1 es un reactor modular micro de 17 MWe que utiliza como combustible uranio enriquecido por debajo del 5%. El reactor puede generar electricidad durante 20 años y su diseño no contempla la posibilidad de recambio de los combustibles. Lejos de ser una desventaja, esta última característica forma parte de una filosofía de diseño que persigue el abaratamiento de los costos vinculados con el combustible nuclear en el segmento de microrreactores. En concreto, Nuclearis impulsa un diseño que privilegia la reducción de gastos de capital y de operación al transformar al reactor en su propio almacenamiento del combustible gastado luego de 20 años de operación.
La operación usual en las centrales nucleares es el recambio de combustibles, trasladando los combustibles gastados primero a piletas de enfriamiento y luego a unos cilindros de almacenamiento en seco, en donde pueden permanecer por casi un siglo. Esta operación convencional está pensada también para muchos diseños de reactores modulares pequeños (SMR) y también de microrreactores.
En contraste, Nuclearis está desarrollando el N1 pensando en disminuir significativamente los costos asociados con la gestión del combustible nuclear gastado al ofrecer un diseño en donde el reactor y su combustible están insertos dentro de su propia unidad de almacenamiento en seco o dry-storage.
“Todo el movimiento necesario para introducir combustible nuevo o hacer recambio requiere de mecanismos y maquinarias para sacarlos, llevarlos a la pileta de decaimiento y luego de cinco años transportarlos con otros dispositivos hasta el almacenamiento en seco, que implican una inversión brutal. Entonces pensé en el concepto de un reactor descartable, que se construye bajo tierra, opera por 20 años y cuando el combustible se gasta ya está dentro de una pileta que es la vasija del reactor. Después de cinco años se retira el agua, se colocan gases inertes y se convierte en su propio reservorio en seco”, explicó Badran.
Esto permite que el combustible pueda quedar alojado en el sitio de forma segura durante casi un siglo, como ocurre actualmente en las centrales nucleares. Nuclearis firmó este año un acuerdo con DeepGEO, una empresa americana cuyo negocio está enfocado en crear alianzas internacionales para la construcción de centros internacionales para la disposición final de combustibles gastados. Actualmente Finlandia es el único país que cuenta con una solución de este tipo con la pronta inauguración de un repositorio geológico subterráneo para combustibles de uranio quemados.
Licenciamiento más veloz
Otro aspecto estructural del diseño es que busca ser más sencillo y veloz de licenciar. El N1 es un diseño de reactor presurizado de agua liviana (PWR) que utilizará tecnologías y componentes ya empleados en las centrales convencionales de ese tipo, pero en una configuración novedosa. “Este no es un proyecto de investigación; es un proyecto de ingeniería”, sintetizó Badran. Se trata de una línea conceptual similar a la perseguida con el diseño del reactor ACR-300 patentado por INVAP.
La administración de Donald Trump introdujo este año cambios regulatorios para facilitar el licenciamiento de diseños de reactores SMR y micro. No obstante, para el líder de Nuclearis la oportunidad de negocio está en tener un diseño que no persiga innovaciones científicas sino solamente innovaciones mecánicas para así introducirse rápido en el mercado. Una característica central que destacó del N1 es que, a diferencia de la mayoría de diseños en el segmento de micro reactores, no utilizará combustible HALEU, término industrial que refiere a elementos combustibles con uranio enriquecido entre un 5 y 20%.
“Creemos que el licenciamiento de este reactor va a ser mucho más simple que otros micro reactores. La mayoría son reactores de cuarta generación que se están diseñando en este momento en todo el mundo, planifican utilizar combustible al 10%, de enriquecimiento. Me parecen buenísimas esas tecnologías, pero todavía faltan 10 o 15 años de desarrollo científico para que puedan tener una implementación industrial real”, explicó.
El CEO y fundador de Nuclearis, Santiago Badran.
Expertise en insumos nucleares
Un sello distintivo del proyecto N1 es que tiene detrás a Nuclearis, una empresa ya consolidada como proveedora de insumos con certificación ASME nuclear para las centrales nucleares y de soluciones de ingeniería en el país. Badran fundó la compañía en 2009 para diseñar y fabricar anillos de cierre, un insumo crítico para la operación de las centrales Atucha I y II. Con el paso de los años desarrolló diferentes componentes y productos para el sector, como válvulas para los circuitos primarios de agua pesada en las Atuchas, pastillas de Cobalto 59, y otros componentes Clase 1 para Embalse.
“Cada vez que cambian un combustible en Atucha tiene que entrar un anillo de estos, que es la parte que sella para que el agua pesada no salga del reactor. Es decir es un consumible del reactor. En 2010 desarrollamos la fabricación automatizada de estos anillos que eran originarios de Alemania y hemos ganado todas las licitaciones desde aquella época. Atucha I hace 15 años que funciona con estos anillos y Atucha II se puso en marcha también con los mismos. Venimos con el invicto de que nunca falló un solo anillo de todos los miles que fabricamos”, resumió Badran.
Este desarrollo ratifica que en Río Negro hay capacidad de atraer inversiones, generar producción y consolidar un crecimiento sostenido dentro del mapa energético nacional.
Los cuatro pozos ya superan los 5.000 barriles diarios en período de ensayo y, sumados a Confluencia Norte, la producción total se acerca a los 7.000 barriles por día.
Con esta puesta en marcha, Phoenix completó el compromiso exploratorio asumido con la Provincia: 7 pozos horizontales y el registro y procesamiento de 228 kilómetros cuadrados de sísmica 3D en los bloques Confluencia Norte y Sur, con una inversión que supera los U$S110 millones.
El Gobierno Provincial destacó que, cuando las operadoras invierten y cumplen sus compromisos, la Provincia crece. Este tipo de proyectos significa más producción, más empleo y más oportunidades para las y los rionegrinos.
Un informe del Instituto Interdisciplinario de Economía Política (UBA-CONICET) estimó que el gasto en servicios públicos aumentó un 1,8% interanual en noviembre en el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA). Y marcó que desde diciembre de 2023, el presupuesto familiar aumentó un 525%.
De acuerdo al estudio, un hogar promedio del AMBA requirió en noviembre un presupuesto de $173.480 para solventar esta categoría de gastos. La cifra incluye los gastos de energía eléctrica, gas natural, agua potable y transporte público para una familia.
El estudio, además de marcar que el costo de la canasta de servicios subió un 1,8% respecto al mes anterior, ubica un 30% por encima de los valores registrados en el mismo mes de 2024.
El peso del transporte para las familias
Al desglosar los gastos mensuales, el transporte público se consolida como la carga más pesada para el bolsillo, ya que representa casi la mitad del total de la canasta:
Transporte: $81.233
Electricidad: $37.098
Gas: $24.071
Agua: $31.078
En el rubro transporte, el informe destaca una brecha significativa entre lo que paga el usuario y el costo real del servicio. Si bien el boleto de colectivo promedio se ubica en $592,2, el “costo técnico” sin ningún tipo de subvención estatal sería de $1.662.
Actualmente, los hogares del AMBA abonan tarifas que, en promedio, cubren el 52% de los costos reales de los servicios, mientras que el Estado absorbe el 48% restante. Los porcentajes varían según el servicio y la categoría del hogar (mayores o menores ingresos).
El reporte también realiza una comparativa impactante respecto al inicio de la gestión actual. Si se toma como punto de partida diciembre de 2023, todos los servicios públicos aumentaron muy por encima del Índice de Precios al Consumidor (IPC).
En este período, la canasta total de servicios tuvo un incremento del 525%. El detalle por servicio muestra la disparidad de los ajustes:
Transporte: +912%
Gas: +748%
Agua: +365%
Luz: +263%
En ese mismo período la inflación acumulada es del 240%. La explicación es que la canasta del IPC tiene más de 20 años y está desactualizada, por lo que le da poco peso al aumento de los servicios. Lo que más influye en el número final son los alimentos, que por la recesión y la estabilidad cambiaria son los que menos aumentos han sufrido.
El crecimiento sostenido que viene registrando Vaca Muerta, la formación geológica que contiene la segunda reserva mundial de gas y la cuarta de petróleo, fue fundamental para que el sector energético argentino haya logrado en octubre último el mayor ingreso neto de los últimos diez años.
De acuerdo a un informe del Instituto Argentino de Análisis Fiscal (Iaraf) elaborado por su director, Nadin Argañaraz, el saldo positivo entre lo que la Argentina importó y exportó en materia energética durante ese mes fue de 708 millones de dólares, mientras que el superávit acumulado en los últimos doce meses llegó a 7.470 millones de dólares.
Esto se debe tanto a un aumento en las exportaciones como a una disminución en las importaciones, ya que las ventas al exterior de octubre fueron de 913 millones, mientras que las importaciones del sector llegaron apenas a los 205 millones de dólares.
Esta dinámica permitió que el superávit energético explique casi el 90% del saldo favorable general de la balanza comercial del mes. Cabe recordar que el incremento de la producción de petróleo ha compensado con creces la baja en la cotización del barril de petróleo Brent (de referencia para nuestro país), ya que meses atrás rondaba los 80 dólares mientras que la última cotización llegó a los 62 dólares por barril.
Justamente, la producción de petróleo del país en octubre marcó un hito al llegar a los 859.500 barriles por día, superando el récord histórico de mayo de 1998, cuando se extrajeron 858.329 barriles diarios. Este fenómeno se explica por la extracción no convencional de petróleo, que se da exclusivamente en Vaca Muerta.
La provincia de Neuquén también alcanzó una marca histórica: produjo en octubre 587.190 mil barriles de petróleo, logrando un crecimiento interanual del 31,23%. De ese total, el 96,7 % fue petróleo no convencional (567.802 barriles diarios). La estabilidad política y jurídica de la Provincia ha permitido un incremento constante en la curva de aprendizaje de las empresas operadoras, que no dudan en invertir fuertemente a pesar de los vaivenes económicos que ha sufrido el país en los últimos 13 años, cuando comenzó la explotación de Vaca Muerta.
Al analizar la balanza energética del país en los últimos 12 meses, se comprueba que el menor precio en la energía comprada al exterior permitió un ahorro de 579 millones de dólares y la reducción del volumen importado contribuyó con 143 millones de dólares. En cuanto a las ventas externas, la caída del precio internacional mermó los ingresos en 1.010 millones de dólares, pero esto fue compensado por un incremento del volumen exportado que sumó 2.033 millones de dólares.
Mirando hacia el futuro, el crecimiento del superávit de la balanza energética está asegurado. No solo por la suba de la producción, sino también por los proyectos en marcha para sumar infraestructura que permita transportar tanto el petróleo como el gas. En este último caso, la gran apuesta es la exportación de Gas Natural Licuado (GNL) a través de barcos para llegar a los mercados de ultramar.
En definitiva, Vaca Muerta está destinada a convertirse en uno de los dos principales motores para el ingreso de divisas al país. Cálculos privados indican que en los próximos seis o siete años la exportación de hidrocarburos podría aportar tantos dólares como las ventas agro-ganaderas, es decir, unos 30.000 millones de dólares anuales.
El gobernador Alberto Weretilneck encabezó en Cipolletti la entrega de certificados de un diplomado y dos cursos sobre “Energía nuclear, radiaciones, radiactividad y ambiente” dictados por el Instituto Balseiro, en conjunto con el Gobierno de Río Negro. Las clases y actividades se desarrollaron mediante una modalidad virtual y estuvieron dirigidas a residentes de la provincia.
Weretilneck destacó que las propuestas llegaron a más de 30 localidades de la provincia y felicitó a quienes completaron las instancias de formación. Destacó el valor de seguir estudiando a lo largo de la vida: “Han demostrado que no hay edad ni tiempos para el estudio. La edad para formarse, enriquecerse y aprender es toda la vida”.
El diplomado “Energía Nuclear: usos, beneficios y desafíos” fue diseñado para el público en general, logrando una destacada convocatoria con 78 personas de 18 localidades distintas. En cuanto a los cursos, estuvieron destinados a docentes de la provincia: 70 de nivel primario y 114 de los niveles secundario y terciario. Para los cursantes de la Zona Andina, la entrega de certificados se realizará el próximo martes 25 en el Salón de Actos del Instituto Balseiro, en Bariloche.
Las propuestas fueron organizadas por el Instituto Balseiro, en conjunto con la Secretaría de Energía y Ambiente, la Secretaría de la Unidad Provincial de Enlace con las Universidades y el Ministerio de Educación y Derechos Humanos.
El gobernador subrayó además la decisión de la Provincia de impulsar una “democracia del conocimiento” para lograr “consenso social ante los grandes proyectos estratégicos de la provincia”. Para ello es “muy importante que la mayor cantidad de rionegrinos accedan a este tipo de formaciones y que los docentes tengan herramientas para el debate”, señaló.
La Ministra de Educación, Patricia Campos, y la Secretaria de Educación, Silvia Arza, acompañaron la ceremonia y reconocieron el esfuerzo sostenido de los cursantes a lo largo de los meses de cursada. Todas estas acciones cuentan con reconocimiento de interés provincial por parte del Consejo Provincial de Educación.
Esta iniciativa surge gracias al trabajo en conjunto y el impulso de la Secretaría de la Unidad Provincial de Enlace con las Universidades. “Al ver el gran interés por el diplomado, comenzamos el proceso con el Instituto Balseiro y el Ministerio de Educación para que estos cursos tengan reconocimiento oficial para los docentes. Estas propuestas demuestran lo importante que es el conocimiento para difundir información y fomentar vocaciones científicas” expresó la titular del área, Daiana Neri.
Por su parte, la Secretaria de Extensión y Cultura Científica del Instituto Balseiro, Patricia Mateo, puso en valor el alcance territorial y el nivel académico de la propuesta. “Es una enorme satisfacción entregar estos diplomas. Hemos llegado a más de 30 localidades, lo que demuestra el alcance y el valor de esta propuesta formativa, que reconoce el esfuerzo sostenido de cada estudiante a lo largo de meses de cursada”, señaló.
Los aspectos académicos fueron coordinados por la Secretaría de Extensión y Cultura Científica del Instituto Balseiro, con la participación de docentes e investigadores del Centro Atómico Bariloche–IB y la coordinación de la doctora Lourdes Torres.
Los contenidos abordaron los fundamentos de la energía nuclear; sus aplicaciones en generación eléctrica, medicina e industria; sus beneficios y contribución a la mitigación del cambio climático; los desafíos vinculados a seguridad y gestión de residuos; y el rol de esta fuente en el sistema energético argentino.
De acuerdo con las encuestas de satisfacción realizadas por el Instituto Balseiro, los cursos para docentes alcanzaron un nivel de aprobación del orden del 98% en relación con el desempeño de los equipos docentes. En la mayoría de los casos, los y las participantes aseguraron haber obtenido herramientas suficientes para llevar la temática al aula. En el caso del diplomado, el 90% de los cursantes consideró que la propuesta cumplió ampliamente sus expectativas.
El Instituto Balseiro y el Centro Atómico Bariloche cuentan con más de 20 años de experiencia en la organización de cursos de ciencias e ingenierías. En esta oportunidad, por primera vez se desarrollaron trayectos virtuales diseñados en forma exclusiva para residentes de Río Negro, luego de experiencias previas realizadas en 2021 y 2023 para docentes de Argentina y Latinoamérica.
La ecuación financiera de las renovables en la región está cambiando. Según Héctor Nuñez, North Latam Director de Sungrow, la drástica caída en los precios de los sistemas de baterías hace que un parque híbrido ya sea más viable que una central convencional para brindar energía 24×7.
“Un parque solar con almacenamiento puede tener un CAPEX menor que una central térmica y construirse más rápido”, afirmó durante la quinta edición del encuentro Future Energy Summit (FES) Colombia.
Este cambio no solo mejora la competitividad del sector, sino que transforma la manera en que se diseñan y financian los nuevos proyectos, de manera que el ejecutivo detalla que este salto tecnológico entre FV + BESS se podría materializar en el país en el corto plazo.
Para la empresa, esto significa que los parques híbridos —solar más baterías— no sólo son una solución tecnológica, sino una alternativa económica superadora frente a las centrales convencionales.
Y cabe recordar que Sungrow acumula 1,4 GW en contratos fotovoltaicos firmados en Colombia, de los cuales casi 1 GW ya está inyectando energía a la red. Además, la compañía fue adjudicada con un sistema BESS de casi 7 MWh, en operación actualmente, acoplado en DC a un inversor fotovoltaico. Se trata de uno de los primeros casos en el país de integración avanzada entre generación solar y storage.
En esa línea, el Proyecto de Resolución N° 701-103 de 2025 de la CREG es vista como un paso positivo, ya que establece las condiciones técnicas, comerciales y operativas para la integración de Sistemas de Almacenamiento de Energía con Baterías (SAEB) en el Sistema Interconectado Nacional (SIN), y por tanto, podría evitar vertimientos solares que hoy ocurren por los plazos de desarrollo y construcción de líneas de transmisión.
Sin embargo, uno de los cuellos de botella más relevantes para el avance de las ERNC en Colombia es la conexión de proyectos a la red. A juicio de Núñez, agilizar los permisos es fundamental para que la oferta energética crezca al ritmo de la demanda.
Incluso, desde el gobierno actual remarcaron en diversas oportunidades que diversos proyectos con puntos de conexión asignados desde gestiones anteriores no mostraban avances reales, por lo que se determinó liberar más de 5000 MW de la red para nuevos parques renovables.
Expectativas de crecimiento y experiencia regional
Aunque Sungrow históricamente se ha enfocado en proyectos a gran escala, el mercado colombiano también ha despertado su interés en la generación distribuida. Según Nuñez, hay atractivo en segmento de minigranjas de 1 MW, que ofrecen ventajas como conexión más rápida y menor complejidad regulatoria.
“Estamos apuntando ahora ese mercado y hemos tenido una explosión de ventas muy interesante. Ese segmento crecerá mucho, lo que ayudará a diversificar la matriz para que las renovables sean más del 12% de participación”, indicó durante FES Colombia.
Asimismo, la compañía no solo apuesta fuerte por Colombia, sino que a nivel regional ya ha suministrado más de 25 GW solares y superado los 10 GWh en contratos de almacenamiento, lo que respalda su visión de que la tecnología ya está madura.
“Queremos llevar esa experiencia al caso colombiano”, afirma Nuñez. Desde su punto de vista, el desarrollo futuro dependerá de factores clave como la permisología, licenciamiento ambiental y disponibilidad de financiamiento, pero resalta que los equipos de Sungrow están preparados para adaptarse incluso a cambios normativos o técnicos.
“Hay una necesidad de crecimiento de oferta ante el aumento de la demanda”, concluyó, y dejó claro que el storage ya no es solo una promesa tecnológica, sino una solución financiera viable y una palanca real para la transición energética.
El Directorio Ejecutivo del Banco Interamericano de Desarrollo (BID) aprobó un préstamo de USD 70 millones bajo la modalidad de Préstamo de Inversión Específica (ESP) para apoyar la expansión del sistema de transmisión de alta tensión y el fortalecimiento institucional de la Administración Nacional de Electricidad (ANDE) en Paraguay.
Esta operación constituye la tercera etapa de una Línea de Crédito Condicional para Proyectos de Inversión (CCLIP, por sus siglas en inglés) de USD 400 millones, aprobada en mayo de 2020 para financiar el Programa de Inversiones en Energía Sostenible del país.
El proyecto busca incrementar la confiabilidad y capacidad máxima de transmisión eléctrica del Sistema Interconectado Nacional (SIN), así como mejorar la eficiencia y flexibilidad operativa de la red de transmisión en el Área Metropolitana de Asunción (AMA). Además, contempla el fortalecimiento de la gestión del sistema de comercialización de ANDE mediante la modernización de su sistema informático.
El proyecto en general beneficiará a 1,8 millones de clientes del Sistema Interconectado Nacional (SIN) a nivel nacional, contribuyendo a mejorar la calidad del servicio y la atención al cliente. De manera más específica, impactará directamente a 1,2 millones de usuarios en el Área Metropolitana de Asunción (AMA), asegurando un suministro eléctrico más confiable, flexible y eficiente.
El proyecto apoyará la adquisición del predio y derechos de servidumbre para las líneas de transmisión, la construcción de la subestación Emboscada en el área metropolitana, la reconfiguración de dos líneas de transmisión en 500kV existentes, y la interconexión de la nueva subestación con la red de 220kV mediante de la construcción de dos líneas de transmisión de 220kV.
Asimismo, impulsará la implementación de un sistema informático moderno e integrado para optimizar la gestión comercial de ANDE, junto con actividades de fortalecimiento institucional que incluyen capacitación técnica y operativa, y planificación estratégica.
El préstamo de USD 70 millones tiene un plazo de amortización de 24 años y medio, un período de gracia de 6 años, una tasa de interés basada en SOFR y una contrapartida local de USD 16.4 millones.
La operación se complementa con un cofinanciamiento de USD 70 millones del Banco Europeo de Inversiones (BEI) y un aporte no reembolsable de USD 11,5 millones proveniente de la Facilidad de Inversión para América Latina y el Caribe (LACIF) de la Unión Europea.
Marcelo Álvarez, actual responsable de Relaciones Institucionales & Desarrollo en Coral Energía, fue elegido nuevo presidente de la Cámara Argentina de Energías Renovables (CADER) para el período 2026-2027.
Lo acompañarán como vicepresidente Agustín Siboldi, socio en O’Farrell; Martín Dapelo, socio fundador de On Networking; como secretario; y Alejandro Parada, gerente de Proyecto en Silvateam, hará lo propio como tesorero de CADER.
La elección de los miembros titulares y suplentes de la Comisión Directiva y del Revisor de Cuentas para el período 2026 – 2027 se llevó a cabo durante la Asamblea Ordinaria de socios, en la cual también se evaluó la gestión de la Comisión Directiva saliente, entre ellos Memoria, Balance, Inventario e Informe de Revisor de Cuentas del ejercicio cerrado al 30 de junio de 2025.
Luego de la Asamblea Ordinaria, los socios de CADER presentes compartieron el tradicional brindis de fin de año junto a representantes de diversas empresas asociadas, que sirvió como oportunidad para celebrar los logros alcanzados durante 2025, agradecer el acompañamiento y renovar el compromiso conjunto de seguir trabajando por el desarrollo sostenible del sector energético en Argentina, de cara a los desafíos que traerá el 2026.
De este modo, Marcelo Álvarez vuelve a la presidencia de la Cámara Argentina de Energías Renovables tras cuatro años desde su última gestión, ya que estuvo al frente de la entidad a lo largo de tres períodos directivos entre 2015 y 2021.
Asimismo, forma parte de la Junta Directiva y coordinador del Task-Force LATAM del Consejo Mundial de Energía Solar (Global Solar Council – GSC), entidad que incluye asociaciones que representan tanto a mercados emergentes como maduros, así como a empresas de toda la cadena de suministro solar.
A continuación, la conformación de la nueva Comisión Directiva de CADER:
La región de Ñuble avanza hacia un suministro eléctrico seguro y confiable, gracias al inicio de los trabajos de la Línea 66 kV Charrúa-Chillán, obra propiedad de CGE Transmisión, los cuales dispondrán de la nueva infraestructura en un plazo máximo de 24 meses, con una inversión cercana a los US$45 millones.
Por ello, este jueves 20 de noviembre, autoridades regionales y nacionales, junto a representantes de la academia, gremios y organizaciones productivas locales, se congregaron para celebrar la “Primera Piedra” del proyecto, en una especial ceremonia, encabezada por el Subsecretario de Energía, Luis Felipe Ramos Barrera.
“Este hito para el desarrollo energético regional fue concretado gracias al “Plan Especial Ñuble”; impulsado por el Gobierno del presidente, Gabriel Boric Font, mediante la “Ley de Transición Energética”, promulgada en San Carlos, Ñuble el pasado 20 de diciembre de 2024, y que propició el marco regulatorio que permitió destrabar proyectos emblemáticos, que otorgarán la potencia suficiente para las demandas de consumos condicionadas y proyectadas. A su vez, esto permitirá impulsar la capacidad de transmisión, dinamizando el desarrollo productivo de la región”, indicó el Subsecretario Ramos.
Las obras triplicarán la potencia de la línea, de 30 a 90 MVA, garantizado la cobertura de la demanda actual y proyectada, con holgura. Además, desde otra mirada, las faenas para la construcción de esta obra implican la contratación de mano de obra local calificada, compromiso de la Compañía General de Electricidad (CGE), abriendo oportunidades laborales para vecinas y vecinos de Ñuble, propiciando puestos laborales estable durante, al menos, 24 meses.
Desde la Delegación Presidencial Regional de Ñuble, el delegado, Rodrigo García Hurtado, aplaudió el inicio de las obras y agregó que “la Línea Charrúa-Chillán representa un avance estratégico para enfrentar el crecimiento urbano e industrial de Ñuble. La estabilidad energética que proporcionarán es fundamental para el desarrollo de nuevas viviendas, industrias y servicios, lo que se traduce en una mejora directa en la calidad de vida para las familias ñublensinas”.
Para CGE Transmisión, esta obra marca un precedente para Ñuble, así lo afirmó su Gerente General, Iván Quezada Escobar, quien añadió “destacaría y no me olvidaría de agradecer al Presidente Boric por haber impulsado la ley, pero asimismo quiero agradecer al exministro Pardow, quien fue uno de los grandes impulsores de la Ley de Concesión Energética que finalmente hoy día termina consumándose en el punta pie de iniciar la construcción de esta obra”.
A su vez, desde la cartera energética local, el Seremi, Dennis Rivas Oviedo, indicó que “este proyecto estaba decretado desde 2018, pero con el apoyo del Ministerio de Energía, mandatado por el presidente, Gabriel Boric, y tras la articulación y trabajo conjunto de todos los entes regionales vinculados, se concretó el cambio de valores necesario para que la compañía responsable comience con las faenas de esta importantísima obra para el desarrollo regional”.
También, desde la mirada local, el Seremi de Economía, Juan Pablo Arévalo Yáñez, destacó la importancia de la Línea y agregó que “con la concreción de este tipo de proyectos nuestra región se continúa desarrollando con fuerza y posicionándose como un territorio preparado para impulsar a los sectores productivos, propiciando las condiciones requeridas para la llegada y ejecución de nuevas y mejores inversiones. Esto se traduce directamente en más empleos de calidad y un mayor bienestar para todas las familias de nuestra región”.
Ahora, la región afronta el futuro a corto y mediano plazo con la certeza de un respaldo energético para toda la demanda proyectada, lo cual se reforzará con la próxima obra a iniciar: la Línea Monterrico-Cocharcas.
El reporte de generación eléctrica de la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) informó que en el mes de julio de 2025 América Latina y el Caribe generó 161 TWh (teravatios hora) de electricidad, reflejando un incremento interanual del 4,5 por ciento.
La matriz energética sigue mostrando una marcada dependencia de la hidroenergía, que abarca el 45,7 % del total. Sin embargo, esta cifra ha disminuido en comparación con el mes anterior debido a condiciones climáticas secas, particularmente en las cuencas andinas y amazónicas, lo cual deriva en un menor caudal hídrico.
El uso del gas natural continúa aumentando, impulsado por la necesidad de respaldo ante la intermitencia asociada a las energías renovables no convencionales y por un incremento en la capacidad instalada para generación a partir de esta fuente. Asimismo, la generación nuclear mostró un importante aumento del 26,9 %, dado que importantes unidades superaron períodos de mantenimiento.
En contraste, las contribuciones provenientes de fuentes como bioenergía y petróleo y sus derivados han disminuido 15,5 % y 10,7 %, respectivamente, en comparación con julio del año anterior.
La generación hidroeléctrica ha tenido una leve recuperación respecto a julio de 2023, cuando severas sequías provocadas por El Niño impactaron significativamente su producción.
La dinámica regional revela diversidad en las matrices energéticas; países como Paraguay y Costa Rica logran alcanzar una renovabilidad del 100 %, mientras que otros dependen más de combustibles fósiles.
La evaluación mensual sobre el desarrollo del sistema eléctrico es crucial para guiar decisiones estratégicas dentro de un contexto marcado por variabilidad climática y transición energética, remarcó la OLADE.
Informe completo, en el siguiente link: https://www.olade.org/wp-content/uploads/2025/11/Reporte-N.8-Generacion-Electrica_Nov20.pdf
Marcelo Álvarez, actual responsable de Relaciones Institucionales & Desarrollo en Coral Energía, fue elegido como nuevo presidente de la Cámara Argentina de Energías Renovables, CADER, para el período 2026-2027.
Lo acompañará como vicepresidente Agustín Siboldi, Socio en O’Farrell; Martín Dapelo, Socio fundador de On Networking; como secretario; y Alejandro Parada, Gerente de Proyecto en Silvateam, hará lo propio como tesorero de CADER.
La elección de los miembros titulares y suplentes de la Comisión Directiva y del Revisor de Cuentas para el período 2026 – 2027 se llevó a cabo durante la Asamblea Ordinaria de socios en la cual también se evaluó la gestión de la Comisión Directiva saliente, entre ellos Memoria, Balance, Inventario e Informe de Revisor de Cuentas del ejercicio cerrado al 30 de junio de 2025.
En la Asamblea Ordinaria se renovó el compromiso conjunto de seguir trabajando por el desarrollo sostenible del sector energético en Argentina, de cara a los desafíos que traerá el 2026.
El escenario energético argentino vuelve a captar la atención de las grandes compañías internacionales, especialmente de Estados Unidos. Tras el acuerdo comercial firmado con la administración de Donald Trump y el triunfo legislativo del presidente Javier Milei, el sector petrolero comenzó a mover piezas con la expectativa de un nuevo ciclo de inversiones en Vaca Muerta.
La llegada oficial de Continental Resources marcó el primer hito concreto de este proceso. La firma del magnate Harold Hamm, uno de los pioneros del fracking en Norteamérica, adquirió el 90% del bloque Los Toldos II Oeste a Pluspetrol, dando una señal contundente al mercado sobre el atractivo del shale neuquino.
Según fuentes de la industria, Continental sería apenas la primera de varias petroleras norteamericanas que evalúan desembarcar en la formación. Entre las candidatas aparecen nombres de peso como Devon Energy y Diamondback Energy, ambas con niveles de producción diarios que superan ampliamente el volumen de crudo equivalente que hoy genera la Argentina.
Devon, con 850.000 barriles diarios, y Diamondback, con 943.000 barriles, están dentro del radar de operadores, analistas y del propio Gobierno. Representantes de estas compañías ya participaron de eventos sectoriales recientes y mantienen contacto con referentes locales.
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La mejora en la relación bilateral entre Washington y Buenos Aires, sumada a la caída del riesgo país, alimentó la posibilidad de inversiones directas. Así lo explicó Sebastián Borgarello, VP & Global Head of Energy Consulting de S&P Global, quien destacó que el acuerdo comercial reduce el riesgo argentino y facilita el acceso a financiamiento internacional.
El efecto ya se vio en el mercado de deuda corporativa. En pocas semanas, empresas argentinas del Oil & Gas colocaron bonos por más de 3.400 millones de dólares, lideradas por YPF, Tecpetrol, Pluspetrol, TGS y Pampa Energía. Este flujo de capital fresco ayuda a consolidar un clima positivo para nuevos jugadores.
Para las petroleras estadounidenses, la estabilidad normativa y la previsibilidad fiscal son factores determinantes. Desde Houston, Ariel Bosio, vicepresidente de la Cámara Argentina Texas, señaló que las reformas incluidas en el acuerdo marco podrían atraer capital masivo, clave para proyectos de largo plazo.
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Uno de los temas más sensibles es el costo operativo. La industria insiste desde hace años en que Argentina enfrenta una brecha del 30% en insumos respecto a Estados Unidos. La eliminación de trabas a la importación de equipos y la reducción de aranceles podría ser un incentivo crucial para acelerar inversiones.
El acceso a equipamiento, especialmente rigs y maquinaria de perforación, figura entre las prioridades del sector. El CEO de YPF, Horacio Marín, advirtió que se necesitará al menos un 50% más de equipos para sostener el ritmo de desarrollo previsto para 2026 y 2027.
En paralelo, el Gobierno trabaja en reformas impositivas y laborales, con el objetivo de reducir costos y equiparar al país con las jurisdicciones shale más competitivas del mundo. Las provincias productoras y los municipios también son parte de esta discusión clave para atraer inversiones.
La presencia creciente de operadores internacionales apunta a consolidar a Vaca Muerta como uno de los polos energéticos más importantes fuera de Estados Unidos. La formación ya se destaca por su productividad, su infraestructura en expansión y su potencial para escalar el desarrollo rápidamente.
La fábrica de dólares aceleró. Más barriles y más divisas: cómo es el salto histórico de la energía argentina y lo que viene.
La secretaría de Energía confirmó un dato que se venía comentando en el sector petrolero. En octubre, Argentina alcanzó la mayor producción petrolera de su historia.
Con un promedio de 859.500 barriles de petróleo por día, es el valor mensual más alto del que se tiene registro. El dato anterior era de 1998, cuando se habían superado los 850.000 barriles por primera vez.
Tras ese “pico”, el precio del petróleo cayó, y la producción fue en ese sentido. Y luego, Argentina comenzó con sus problemas económicos: devaluación y pesificación en 2001, retenciones a las exportaciones durante al kirchnerismo, la expropiación de YPF.
Todo ese cuadro contribuyó para que Argentina retrocediera varios casilleros en la producción de petróleo. El círculo virtuoso comenzó a reanudarse durante el gobierno de Mauricio Macri. Pero los especialistas también destacan que la expropiación de YPF favoreció la producción.
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Cuando se expropió, la nueva conducción -encabezada por Miguel Galuccio- retornó los niveles de producción previos a los accionistas anteriores. Y hasta los mejoró. El lado negativo es que la expropiación fue desafiada en tribunales judiciales de EE.UU, donde le reclaman más de u$s 16.000 millones.
Tras su decisión de ser una compañía totalmente volcada al “shale”, YPF logró en octubre un récord de producción de 190.000 barriles, obtenidos de manera “no convencional”.
Los números
Argentina pasó de un déficit comercial energético hasta 2023 a revertirlo en 2024, y acrecentarlo en 2025. En octubre, la balanza energética dio positiva en u$ 615 millones, un crecimiento del 15% con respecto a 2024 (u$s 533 millones).
Las exportaciones de 2025 ya llegaron u$s 7876 millones, un 16% por arriba que en 2024, cuando fueron de u$s 6781 millones.
En el mismo período, las importaciones cayeron de u$s 3486 millones (en 2024) a u$s 2757 millones (en 2025), un retroceso de 20%.
Por el crecimiento de las exportaciones y la caída de las importaciones, el superávit comercial sigue creciendo. Hasta octubre, fue de u$s 5118 millones, un salto del 55% con respecto a los u$s 3295 millones de 2024,
El crecimiento se da en circunstancias particulares. El precio del petróleo cayó 10% contra 2024. Como una forma de atenuar ese impacto, hay una suba de los volúmenes despachados al exterior.
La transformación
Hace apenas dos años, la industria que hoy genera un excedente que supera los u$s 5000 millones, generaba un “rojo” -más importaciones que exportaciones- por casi u$s 1900 millones.
La nueva situación petrolera marca que la diferencia entre el “rojo” de 2023 y el “verde” de 2025 es de casi u$s 7.000 millones.
La meta del Gobierno y las empresas para este año era llegar a u$s 10.000 millones de exportaciones. Aún con precios en baja, el objetivo luce alcanzable.
Más allá del crecimiento de las exportaciones, la mayor ganancia de dólares viene por el ahorro a la hora de las importaciones. Este año, se trajó energía por u$s 2421 millones.
En 2023, se importó por u$s 6175 millones -casi el triple que en 2025-, mientras que en 2022 se requirió energía extranjera por u$s 10.423 millones, casi cuatro veces más que ahora.
Las razones
La explicación que tiene el grueso de la industria tiene dos vertientes. Por un lado, la construcción de un gasoducto -lo propuso la administración de Mauricio Macri, la de Fernández lo relegó hasta 2022, y allí actuó a gran velocidad- ayudó a disminuir las compras de gas extranjeras.
Pero, por otro lado, hubo obras de oleoductos que se reactivaron o se hicieron, que permitieron el avance de las exportaciones. Para esas obras, las reglas de juego “estables” para las petroleras -retenciones y regalías sin cambios- fueron importantes, según confiesan ejecutivos del sector.
Con la puesta en marcha de los primeros cuatro pozos exploratorios no convencionales en Confluencia Sur, la compañía continúa expandiendo la frontera de Vaca Muerta hacia el sureste y logra un nuevo hito que alienta a atraer nuevas inversiones en Río Negro.
20 de noviembre de 2025. Phoenix Global Resources puso en producción el primer PAD de 4 pozos no convencionales en Confluencia Sur. La perforación de los pozos se realizó con ramas laterales de 3.000 metros, alcanzando una profundidad final de 6.350 metros cada uno.
Estos primeros sondeos fueron fracturados con técnicas avanzadas de estimulación de alta intensidad en base a la curva de aprendizaje y a los resultados de Vaca Muerta a nivel regional, ejecutándose un total de 105 etapas.
Actualmente, Phoenix produce más del 25% de la producción total del petróleo de Río Negro, gracias a los pozos exploratorios en el área de Confluencia Norte y a lo mencionado en Confluencia Sur, lo que la convierte en el principal productor de petróleo de la provincia.
Este nuevo PAD exploratorio, entró en producción a fines de octubre y confirma la presencia del reservorio Vaca Muerta en el extremo noroeste de dicha área, con características de espesor similares a los pozos ejecutados por Phoenix en Mata Mora Norte y Confluencia Norte.
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A la fecha, la producción del nuevo PAD supera los 5.000 bbl/d de petróleo dentro del período de well testing, con proyección a continuar incrementándose; y se complementa con la de Confluencia Norte, alcanzando una producción mayor a 7.000 bbl/d. El comportamiento dinámico de los pozos es excelente y en algunos de los casos, mostrando volúmenes de petróleo significativos en las primeras horas de ensayo.
La ejecución de este PAD de 4 pozos completa el compromiso que tiene la compañía con la provincia, para la exploración de los bloques Confluencia Norte y Confluencia Sur, por un total de 7 pozos horizontales con rama lateral de 3.000 metros y el registro y procesamiento de Sísmica 3D por 228km2 para ambas áreas, por una inversión que supera los 110 millones de dólares.
“Es muy impresionante cuando uno compara un mapa de Vaca Muerta de hace apenas algunos años. En algunos ni siquiera aparecía Mata Mora y en ninguno Confluencia. La visión estratégica del equipo de Phoenix y una ejecución de clase mundial, nos ha permitido poner en valor activos que no estaban en el radar de la industria. Además, como rionegrino, estoy orgulloso de poder contribuir con mi provincia a que sea parte del proyecto más transformador que ha tenido la Argentina en las últimas décadas”, expresó Pablo Bizzotto, CEO de la compañía.
Sobre Phoenix Global Resources:
Phoenix Global Resources es una compañía energética enfocada en la exploración y producción de petróleo y gas en Argentina. Cuenta con activos en la cuenca neuquina (en las provincias de Neuquén y Río Negro) y en la cuenca cuyana (Mendoza).
En los últimos años invirtió en sus activos en Vaca Muerta: Mata Mora Norte y Sur en la provincia de Neuquén y Confluencia Norte y Sur en la provincia de Río Negro. Con la adquisición de estas últimas dos áreas en julio 2023, la empresa se consolida teniendo una presencia significativa en una de las formaciones shale más grandes del mundo con 500 km2 en una zona de productividad comprobada. En los últimos días, ha alcanzado una producción de 19.000 bbl/d en sus activos no convencionales.
Esa es la expectativa que tiene el gobierno del Chubut tras suscribir con Nación y las operadoras petroleras, el convenio mediante el cual se eliminan las retenciones a la exportación de hidrocarburos.
Tema: Noticias, Portada, Sociedad – Fecha de Publicación: 20 noviembre, 2025 Se el primero en compartir esto
El convenio quedará operativo una vez que se publique en el boletín oficial, recordó hoy, en diálogo con Radio Chubut, el ministro de Hidrocarburos de la provincia, Federico Ponce.
Respecto a quién garantiza que las productoras reinviertan lo que se ahorren en materia de retenciones, Ponce explicó que las operadoras firmaron el convenio por lo que se comprometen en tal sentido y desde el gobierno se trabaja para garantizar la fiscalización, lo cual no es muy difícil de implementar.
También aclaró que el acuerdo no obliga a Chubut a disminuir el ingreso por regalías petroleras del 12 al 8%.
Aprovechó para aclarar que esa es una política que se viene aplicando y en la cual la provincia lleva la delantera para alentar la producción quitando presión fiscal, interpretando que todo lo que signifique reinvertir en la cuenca del Golfo San Jorge vuelve en materia de ingresos.
El cierre de refinerías en California y la importación de más crudo canadiense están desplazando a los crudos sudamericanos en la costa oeste de EE.UU. En contraste, mercados asiáticos como la India y China presentan condiciones atractivas para el Medanito, aunque el costo elevado de los fletes sigue siendo una limitante.
El petróleo crudo sudamericano deberá encontrar nuevos mercados en respuesta al declive de la demanda en la costa oeste de los Estados Unidos. A los cierres efectivos y anunciados de refinerías en California se añade un reemplazo de los crudos sudamericanos por crudo canadiense. Frente a este proceso que luce irreversible, mercados como la India y China presentan importantes oportunidades para las productoras en Vaca Muerta y otros países de la región.
Valero Energy tiene programado el cierre de su refinería en Benecia para abril próximo y evalúa el futuro de otra más en Wilmington. Phillips66 terminará de cerrar en diciembre la operatoria de una refinería en Los Ángeles. La capacidad instalada total de estas refinerías asciende a 364.000 barriles por día, lo que potencialmente representa la pérdida del 17% de la capacidad de refinación en California, apuntaron analistas de la industria en el Argus Argentina Energy Forum organizado por Argus.
Al cierre de refinerías se suma la creciente oferta de crudo proveniente de Canadá. La expansión del oleoducto Trans Mountain (TMX) incrementó la capacidad de transporte de 390.000 a 890.000 bpd. El dato central detrás de esta expansión fue que habilitó la exportación de crudos más ligeros del Canadá a la costa oeste de EE.UU., desplazando a los crudos sudamericanos.
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Un ejemplo práctico de este desplazamiento fue la reducción de las compras de crudo argentino Medanito por parte de la refinería de Anacortes en Los Ángeles, operada por Marathon. Anacortes redujo las importaciones de crudo Medanito en un 47% entre mayo y junio de este año comparado con el mismo período del año anterior.
«Esos nuevos 500.000 los dedican al crudo pesado y los 390.000 que ya existían los dedican a los crudos más livianos. Con esa introducción de nuevos volúmenes, vemos que volúmenes de otros países no entraban en California, y el cambio se nota rápidamente en los crudos. En Anacortes, que es la refinería de Marathon, vimos que se redujo el volumen de Medanito. Este es un patrón que no es único para el Medanito, se produce en todas las regiones de Latinoamérica», expuso Gustavo Vasquez, manager editorial para las Américas de Argus.
Asia, el mercado para el crudo de Vaca Muerta
En contraste, mercados asiáticos como la India y China presentan condiciones atractivas para el Medanito y otros crudos de Sudamérica, aunque el costo elevado de los fletes sigue siendo una limitante.
La India incrementó sus compras a Rusia luego de la invasión a Ucrania, aprovechando los descuentos en el precio del crudo ruso generados por las sanciones económicas de Europa y los EE.UU. Solo en septiembre importó 1,8 millones de bpd originados en Rusia, de los cuales 1,3 millones son barriles de los Urales, un crudo mediano. El resto son barriles de un crudo más ligero, similar al Medanito.
Pero ese flujo ahora está bajo tensión producto de las recientes sanciones contra las petroleras rusas Rosneft y Lukoil y la presión de la administración de Donald Trump para que la India disminuya sus compras de crudo ruso. «Vemos que India empieza a cambiar su comportamiento y busca crudo parecido en otra región. Vemos que Indian Oil Corporation, uno de los grandes refinadores en India, sacó una licitación para comprar 24 millones de barriles en total en las Américas durante el primer trimestre del año que viene», dijo Vasquez.
La Cámara de Empresas Productoras de Hidrocarburos (CEPH) elaboró un informe para fundamentar porqué consideran vital la quita de retenciones al petróleo convencional y la aplicación de un esquema fiscal diferenciado. Remarcan que el petróleo pesado del Golfo San Jorge es clave para las refinerías y el gas del sur sostiene el abastecimiento invernal.
En un informe extenso, la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH) planteó que la actividad convencional atraviesa su momento “más crítico en décadas” y fundamentó las razones para avanzar con un alivio fiscal urgente para evitar un derrumbe mayor de la producción.
La Cámara respaldó el acuerdo alcanzado entre el Gobierno nacional y la provincia de Chubut -este martes 18 de noviembre- para reducir retenciones y regalías, a cambio de reinvertir el dinero equivalente a la reducción, en la productividad de los campos maduros.
En ese contexto, desde la CEPH respaldan extender ese esquema al resto de las jurisdicciones productoras. “Con los costos actuales, la actividad tiene márgenes nulos o directamente negativos”, advierten. Cabe recordar que el propio gobernador de Santa Cruz, Claudio Vidal, confirmó que la provincia firmará un acuerdo similar al de Chubut la próxima semana.
Costos operativos que ya no cierran
Según el análisis técnico al que accedió La Opinión Austral, el lifting cost —el costo de extraer un barril de petróleo— se ubica hoy entre 34 y 45 dólares, según la cuenca y la complejidad del yacimiento.
El problema es que, en paralelo, el precio promedio de venta del crudo argentino bajó de USD 72 a USD 62 en el último año. La brecha entre costos e ingresos dejó a muchos yacimientos “al borde de la inviabilidad”, sostiene la CEPH. Sólo perforar un pozo en estas áreas demanda inversiones equivalentes a USD 25 por barril (costo CAPEX). En tanto que el costo operativo (OPEX), se ubica en torno a los USD 30/35 .
Valores que no pueden recuperarse con los márgenes actuales. Ya que se debe sumar lo que la operadora debe pagar por regalías, por retenciones y por Ingresos Brutos, que incrementan el costo total de producción por barril. De ahí que el precio de corte para la “viabilidad”, por ejemplo de la cuenca del Golfo San Jorge sea, como piso, el de USD 72 por barril, con las condiciones fiscales actuales.
Una caída en el nivel de perforaciones, como ocurre hoy, dónde se observa una disminución mayor al 50%, se transforma en un círculo vicioso: →si no se perfora, la producción cae 12% anual. →Al caer la producción, suben los costos operativos unitarios. →Con márgenes cero, la actividad se paraliza, afectando empleo y regalías para las provincias.
Petróleo pesado y gas del sur: dos recursos que siguen siendo decisivos
Aunque Vaca Muerta ganó protagonismo, el convencional todavía continúa siendo un pilar del sistema energético, advierte la CEPH: 46% del petróleo que se produce en Argentina es convencional; 37% del gas también proviene de cuencas maduras, principalmente del Golfo San Jorge y la Cuenca Austral.
Ese aporte es clave por dos razones:
El parque refinador necesita crudo pesado. Las refinerías argentinas están diseñadas para procesar una proporción importante de crudo pesado proveniente de Chubut y Santa Cruz. Sin ese insumo, el país debería importar petróleo—más caro—con impacto directo en el precio de los combustibles.
El gas convencional sostiene la demanda invernal. A falta de infraestructura suficiente desde Neuquén, el gas del sur abastece los picos de consumo y cubre regiones alejadas. La CEPH advierte que un declino acelerado podría generar cuellos de botella en pleno invierno. Las inversiones en los campos maduros por provincia, durante la última década. FUENTE CEPH, EN BASE A LA SECRETARÍA DE ENERGÍA DE NACIÓN. Las inversiones en los campos maduros por provincia, durante la última década. FUENTE CEPH, EN BASE A LA SECRETARÍA DE ENERGÍA DE NACIÓN. Inversión en caída libre y provincias en alerta Las inversiones en hidrocarburos crecieron en los últimos años, pero casi todo fue al no convencional. En 2015, el 64% de la inversión petrolera iba al convencional; hoy, apenas el 27%.
Las provincias patagónicas sienten el impacto: Chubut recaudó en 2024 unos USD 392 millones en regalías hidrocarburíferas convencionales. En el caso de Santa Cruz los ingresos fueron por USD 311 millones.
Un desplome sostenido del convencional implicaría menos actividad, menos empleo y una fuerte caída de ingresos provinciales.
La CEPH pide retenciones cero y régimen fiscal por 30 años
Para evitar ese escenario, la Cámara propone la creación de un Régimen de Reactivación de la Producción Convencional, con los siguientes ejes:
Retenciones a la exportación: 0% para crudo, gas y GLP convencionales. Regalías reducidas al 6%, o un esquema flexible por productividad. Ganancias al 25% y amortización acelerada. Eliminación de aranceles para equipos y tecnología. Eliminación de Ingresos Brutos por 5 años. Estabilidad fiscal por 30 años, sin nuevos impuestos. Acuerdos laborales más flexibles, multi-skilling y teleoperación. Ventanilla Única Digital y trámites ambientales simplificados. El planteo apunta a recuperar inversión, extender la vida útil de los yacimientos y sostener el empleo en cuencas donde toda la actividad gira alrededor del petróleo.
Un debate que llega en un momento clave
Según el informe, el petróleo convencional generó en 2024 más de USD 1.900 millones en exportaciones y es esencial para mantener el superávit de la balanza energética.
CAEM y ASIJEMIN sellaron un acuerdo pionero que actualiza licencias, reconoce nuevas formas de cuidado y avanza hacia una minería más inclusiva y con perspectiva de género.
treEn un hito para el sector productivo nacional, la Cámara Argentina de Empresas Mineras (CAEM) y la Asociación Sindical del Personal Jerárquico, Profesional y Técnico de la Actividad Minera Argentina (ASIJEMIN) firmaron un convenio colectivo que redefine el régimen de licencias y se convierte en uno de los avances más relevantes de la industria en materia de igualdad, corresponsabilidad familiar y derechos laborales.
El acuerdo, presentado el 19 de noviembre de 2025, incorpora medidas largamente reclamadas por organizaciones sindicales, empresariales y de género, y alinea al sector con estándares internacionales, convenios de la OIT y marcos normativos como la Ley 26.485 de protección integral contra la violencia de género. Su implementación representa un salto cualitativo hacia políticas laborales modernas y hacia lo que CAEM denomina “transición justa” dentro de la expansión minera prevista para la próxima década.
Ubicado frnte al Salar de Arizaro, a 400 kilómetros de la ciudad de Salta y a sólo 35 kilómetros de Tolar Grande, el yacimiento proyecta una producción anual de 250.000 toneladas de cobre fino, junto con 125.000 onzas de oro y 3.500 toneladas de molibdeno.
Licencias ampliadas y nuevos derechos: un esquema moderno para un sector en crecimiento
Uno de los cambios más significativos es la extensión de la licencia por maternidad, que suma 30 días adicionales a los 90 establecidos por la Ley de Contrato de Trabajo. También crece de forma sustancial la licencia para el progenitor no gestante, que pasa de solo dos días a 15 días corridos, con la posibilidad de agregar cinco días más en casos de nacimientos múltiples.
El convenio incorpora, además, licencias que hasta ahora no formaban parte del marco sectorial:
Interrupción de embarazo: hasta 5 días corridos, con estricta confidencialidad.
Violencia de género: hasta 15 días por año, continuos o discontinuos.
Reproducción asistida: hasta 15 días por año calendario.
Adopción: 90 días corridos desde la guarda judicial, más permisos previos para visitas y trámites.
En materia de espacios de cuidado, se establece la obligación de contar con lactarios en los establecimientos mineros. También se reemplaza la exigencia de guarderías físicas por un reintegro económico equivalente al 40% del salario mínimo correspondiente a la categoría “Asistencia y Cuidados de Personas”, un mecanismo que busca ofrecer mayor flexibilidad a las familias y adaptarse a entornos operativos dispersos geográficamente.
“Este convenio amplía derechos y marca un rumbo”
Roberto Cacciola, presidente de CAEM, celebró el trabajo conjunto entre empresas, asesores legales y el sindicato minero: “Para nosotros siempre fue un objetivo trabajar los temas de inclusión generando cambios concretos. Este convenio amplía derechos. Esperamos que su puesta en marcha pueda servir de inspiración para que más sectores productivos se sumen.”
Cacciola destacó el rol de los equipos técnicos y legales de CAEM, ASIJEMIN y sus asesores en la elaboración del acuerdo, así como la “total predisposición” de las compañías mineras para avanzar en una agenda que combina productividad con responsabilidad social.
La directora ejecutiva de CAEM, Alejandra Cardona, enmarcó el convenio en el proceso de expansión que atraviesa la minería argentina, impulsada por el litio, el cobre y los minerales críticos: “Así como hoy se habla de transición energética y de las oportunidades que abre, también debemos pensar en el concepto de ‘transición justa’.”
Cardona recordó que el sector proyecta duplicar su cantidad de empleos en diez años, pasando de 100.000 a 200.000 puestos de trabajo. La pregunta que planteó fue contundente: “¿Cuántos de esos puestos serán para mujeres? Hoy tenemos una participación femenina del 12,5%, frente al 25% de Suecia. Este convenio es un paso hacia espacios laborales más equitativos.”
Desde ASIJEMIN, su secretario general Marcelo Mena subrayó la importancia de crear condiciones reales para la igualdad en un sector históricamente masculinizado: “Nuestro deber es generar condiciones para que las compañeras puedan desarrollarse profesionalmente sin que la maternidad sea un obstáculo. Romper esquemas machistas es clave para construir una industria inclusiva.”
Un acto con amplio respaldo institucional
La firma del convenio reunió a referentes de ambas organizaciones y especialistas en derecho laboral y género. Participaron por ASIJEMIN Carla Costabile, Mariana Quiroga y León Piasek, y por CAEM Juan Ignacio Boragina, Julieta Lucero, Isabel Nanzi y Javier Adrogué.
También asistieron Verónica Carpani y Marina Faedo Pérez, del estudio jurídico Carpani & Faedo Pérez -especializado en derecho laboral con perspectiva de género-, junto con Jimena Barry de Women in Mining Argentina (WIM).
En el 31º Congreso de la Unión Industrial Argentina, el CEO del Grupo Techint afirmó que “la industria necesita de la reducción de la carga impositiva, que hoy es una piedra, para todos. Y explicó que “la Municipalidad de Ramallo decidió un día poner un impuesto de Seguridad e Higiene de 300 mil pesos por empleado, por mes”, advirtiendo que las cargas recaen sobre quienes ya están en regla.
En el marco de la 31º Conferencia anual de la Unión Industrial Argentina (UIA), Paolo Rocca, CEO del Grupo Techint, dio un diagnóstico contundente sobre los desafíos de la industria argentina frente al aumento de las importaciones, el exceso de capacidad global —especialmente en China— y la necesidad de un marco regulatorio que acompañe la transición hacia una mayor competitividad.
Rocca explicó que mejorar la competitividad argentina requiere “una macroestabilización” y avanzar en una agenda de calidad institucional. Destacó que en ambos frentes “se está progresando”, pero subrayó que aún quedan reformas centrales.
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“La industria necesita reducir la carga impositiva. Esto pasa por reducir la informalidad”, afirmó. Según el empresario, “la informalidad es la piedra más pesada del sistema”, remarcó. Para Rocca, una industria informal no puede exportar ni incorporar tecnología, ni acceder a crédito o formar capital humano. Recordó casos como la tasa municipal de Ramallo —“300.000 pesos por empleado por mes”— que, dijo, grafican cómo las cargas recaen sobre quienes ya están en regla. “Hay una presión sobre el sector formal”, advirtió.
Según Rocca, reducir la informalidad, favorecer la inversión y no obstaculizar las exportaciones deberían ser los tres pilares de una reforma tributaria moderna.
Criterios, tecnologías y logística para conectar fuentes y consumos usando caminos existentes.
La transición hacia una matriz energética con menor huella exige sustituir combustibles más contaminantes —diésel y fuel-oil— por alternativas que reduzcan emisiones sin comprometer continuidad ni costos. El gas natural y el biometano ocupan un lugar central en ese camino: permiten mejorar la calidad del aire (NOₓ y material particulado) y la huella global (CO₂e) sin exigir cambios radicales de proceso en la industria.
El principal desafío, sin embargo, no es la fuente de energía sino la infraestructura: la red de gasoductos no siempre llega donde la demanda existe, o no lo hace en los plazos y con las inversiones que cada proyecto tolera. En ese contexto, un gasoducto virtual toma gas en un punto de origen, lo acondiciona si es necesario y lo moviliza por carretera como GNC (comprimido) o GNL (licuado), para entregarlo en destino con la presión y la calidad especificadas.
La diferencia respecto de un gasoducto físico no es el objetivo —“acercar la molécula”— sino el modo de despliegue: se apoya en corredores viales existentes y reduce obra civil y tiempos de puesta en servicio.
Por qué ahora toma más relevancia que nunca
La expansión de gasoductos enfrenta la problemática que suponen ciclos largos de permisos y obra, CAPEX elevados y condicionantes ambientales. Al mismo tiempo, la demanda se ha vuelto más dispersa —parques industriales medianos, ingenios, alimentos y bebidas, minería fuera de ejes troncales, resorts y comunidades aisladas— y surgen fuentes alejadas o no conectadas: pozos remotos, gas asociado, redes de distribución sin capacidad adicional y plantas de biometano en rellenos o agroindustrias. El gasoducto virtual acorta esa brecha: habilita el suministro en meses, usa infraestructura vial disponible y permite decidir con datos de operación real en lugar de supuestos.
Un caso ejemplar se da en Brasil: la empresa de energía Eneva toma gas del yacimiento Azulão (Amazonia), lo licúa en origen y lo traslada en tanques criogénicos 1100 km al norte hasta la central Jaguatirica II en Boa Vista (Roraima), donde se regasifica para generación eléctrica que sustituye al diésel en el sistema aislado del estado. El caso ilustra la lógica del gasoducto virtual en geografías sensibles, donde trazar un gasoducto físico habría implicado atravesar territorios indígenas y áreas ambientalmente complejas.
Este y otros antecedentes confirman que el gasoducto virtual complementa la infraestructura existente: habilita acceso inmediato a gas competitivo en plazos más cortos, genera evidencia operativa para futuras decisiones de inversión y reduce riesgos regulatorios y sociales asociados a obras lineales extensas.
Cómo funciona
Un gasoducto virtual replica la lógica “origen-consumo” de un gasoducto físico, pero traslada el tramo lineal a la ruta. El punto de origen puede ser variado: una interconexión de red, un pozo de gas, gas asociado en campos petroleros, o una planta de biometano. A partir del análisis de gas, cuando corresponde se realiza el acondicionamiento (remoción de H₂S, CO₂ y H₂O) para proteger equipos y cumplir especificaciones de compresión o licuefacción.
Luego el gas se convierte en una forma apta para el transporte por carretera —GNC o GNL— y se traslada en unidades móviles hasta una estación de destino, donde se almacena (si es necesario), se regula y se mide antes del consumo. El valor está en el despliegue: aprovechamiento de rutas existentes, modularidad y puesta en servicio en cuestión de meses.
Gasoducto Virtual de GNC
En el GNC, compresores modulares elevan la presión del gas y lo preparan para el traslado por carretera. Muchos operadores utilizan el sistema de tube-trailers: semirremolques con tubos recargables de acero sin costura montados sobre chasis o skid, con colectoras internas que facilitan la carga y descarga.
Por su parte, cuando Galileo Technologies patentó el sistema de gasoducto virtual en 1999, introdujo sus propios tráileres llamados VST® que fraccionan la carga en contenedores MAT® de 1.000–1.500 Nm³ cada uno, aptos para distribución unitaria. En este esquema, un VST puede transportar hasta tres MAT, de modo que cada centro de consumo reciba sólo lo necesario, sin arrastrar excedentes entre clientes con demandas diferentes.
El intercambio en la estación receptora es rápido: se dejan MAT “cargados” y se retiran los “vacíos”, mientras la telemetría integrada al SCADA vigila niveles de presión y dispara órdenes automáticas de reabastecimiento al alcanzar umbrales predeterminados. Esta modularidad permite escalar al ritmo de la demanda y optimizar costos operativos al reducir kilómetros improductivos y tiempos muertos de flota.
Desde aquella patentación, el mercado incorporó variantes compatibles, tanto en tube-trailers como en contenedores modulares.
Nota de capacidad: 1 MAT ≈ 1.000–1.500 Nm³. Un tráiler estándar con 3 MAT cubre del orden de 3.000–4.500 Nm³ por rotación, según especificación y condiciones.
Para operaciones de mayor porte, los tube trailers en configuración de 12 y 14 tubos alcanzan valores de referencia de ≈8.855 Nm³ y ≈10.305 Nm³ a 250 bar y 15 °C.
Gasoducto Virtual de GNL
En el caso del GNL, una planta de licuefacción reduce el volumen del gas aproximadamente seiscientas veces al enfriarlo hasta ~−162 °C; el líquido se almacena en tanques criogénicos de doble pared y se traslada en iso-tanques por carretera replicando la lógica de los combustibles líquidos (rutas, ventanas de carga/descarga y gestión de flota). Una vez llegado a destino, una estación de regasificación devuelve el GNL a estado gaseoso antes de la regulación y la medición. La mayor densidad energética respecto del GNC habilita distancias largas y volúmenes elevados con menos rotaciones y menor costo logístico por unidad entregada.
Otras modalidades logísticas: ferrocarril e hidrovías (GNL)
Cuando las distancias son largas y existen corredores ferroviarios o fluviales, el GNL también puede moverse por tren o por barcaza, integrándose a un gasoducto virtual intermodal. En ferrocarril, Europa ensayó vagones criogénicos específicos y cadenas puerta-a-puerta; en Estados Unidos hubo autorizaciones caso por caso y luego cambios regulatorios que hoy restringen la habilitación general.
En hidrovías, la Unión Europea impulsó proyectos para desplegar la cadena de GNL en el eje Rin–Main–Danubio (terminales, barcazas y barcazas de suministro), además de estudios de red para ubicar puntos de bunkering y transferencia. Estas alternativas requieren instalaciones de carga/descarga, gestión de boil-off, zonas de seguridad y permisos; donde existen, pueden bajar el costo logístico unitario en grandes volúmenes y reducir la huella por tonelada transportada.
¿Cuándo GNC y cuándo GNL?
No se trata de una preferencia sino de geometría y logística. En radios cortos a medios, donde la demanda es baja o moderada y está dispersa entre varios puntos, el GNC tiende a ser la opción adecuada: la reposición de unidades —tube trailers o contenedores modulares— acompasa la curva de consumo sin infraestructura criogénica.
A medida que crecen las distancias (típicamente por encima de 300 km) o los volúmenes, el GNL gana eficiencia: su densidad energética reduce viajes y emisiones logísticas. Este criterio práctico se ajusta caso a caso con curvas de demanda, tiempos de vuelta (turn-around), buffers y nivel de servicio; la decisión final surge de un balance técnico-económico y operativo, no de un “dogma” tecnológico.
Para dimensionarlo, es útil observar experiencias de mercado: en Norteamérica, operadores como XNG, NG Advantage o Certarus suministran GNC por carretera a industrias y utilidades alejadas de los gasoductos, con esquemas de consumo directo desde los trailers o estaciones madre-hija; en Europa, operadores como HAM integran transporte de GNL y plantas satélite de regasificación para clientes industriales desconectados. En Mendoza, Argentina, Galileo implementó un esquema de licuefacción en boca de pozo, para su transporte y posterior regasificación en una central termoeléctrica donde se abastecen las turbinas de generación.
La medida cautelar de no innovar pretende suspender el inicio de la prospección sísmica mientras se analiza la posible nulidad de los contratos firmados por Ancap.
Un conjunto de organizaciones sociales presentaron una medida cautelar de no innovar para poner un freno a la exploración petrolífera en el mar uruguayo.
La Administración Nacional de Combustibles, Alcohol y Portland (Ancap) tiene actualmente siete contratos firmados para la exploración y producción de hidrocarburos en la plataforma continental uruguaya con las empresas Chevron, Shell, Challenger Energy Group (CEG), APA e YPF. Sin embargo, esta oportunidad de buscar petróleo en las costas charrúas podría correr riesgo.
Esto se debe a que la Asamblea Mar Libre de Petroleras Uruguay y la asociación civil Socobioma presentaron una medida cautelar de no innovar para detener el comienzo de la prospección sísmica en busca de crudo. El objetivo es que lograr que Ancap y las empresas no inicien los trabajos de exploración y perforación, ni tampoco movilicen buques ni equipos hasta que la Justicia decida sobre la nulidad de los contratos.
“Los contratos firmados por Ancap son nulos de pleno derecho, y solicitamos a la Justicia que suspenda de inmediato toda actividad que pueda dañar el océano y su biodiversidad”, afirmaron las organizaciones promotoras del recurso. El principal argumento en contra de los contratos es que éstos serían “socioambientalmente disfuncionales”: “habilitan actividades que generan daño irreversible, contradicen el interés público y violan el orden jurídico ambiental”.
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“Un contrato que permite destruir ecosistemas protegidos carece de causa y objeto lícitos”, señalaron.
Asimismo, las organizaciones hicieron hincapié en que la ley 19.128 declara al mar territorial y a la zona económica “santuario de ballenas y delfines” y prohíbe cualquier “agresión o molestia intencional”; exactamente lo que sucedería con los inicios de la prospección sísmica. “El daño es irreversible si comienza ahora”, aseguraron, refiriéndose también al impacto sobre la totalidad de la fauna, la pesca artesanal y a los ecosistemas profundos relevados por la expedición Uruguay Sub-200.
Ortuño, al Parlamento por la exploración de hidrocarburos
Mientras tanto, el diputado de Identidad Soberana (IS), Gustavo Salle, anunció que convocará al ministro de Ambiente, Edgardo Ortuño, al Parlamento para que brinde información detallada sobre la exploración de hidrocarburos en el mar uruguayo los contratos firmados por Ancap.
El legislador también expresó su preocupación por la prospección sísmica en el mar, señalando que teme graves consecuencias para la fauna ictícola debido a la metodología utilizada, sobre la cual, según él, no hay suficiente información; razón que llevó a la convocatoria del jerarca para que despeje dudas y permita evaluar las consecuencias de la actividad.
El gobernador de Santa Cruz, Claudio Vidal, impulsó la modificación de la Ley 3141 que elevó el cupo de contratación de empleo local de 70% a 90% para los proyectos productivos radicados en la provincia. También llevó de tres a seis años la residencia efectiva.
La medida, que se aprobó en la Legislatura en octubre, intenta contrarrestar los puestos de trabajo perdidos en los últimos dos años en la provincia. Vidal tiene hasta mediados de diciembre para reglamentar la modificación a la normativa, que es rechazada por el sector productivo, principalmente por la industria minera.
Fuentes del sector explicaron a EconoJournal que la modificación a la Ley 3141 “es impracticable en la actualidad” y criticaron la iniciativa oficial porque “podría poner en riesgo los proyectos actuales, los planes de ampliación y los de exploración”. “Una exigencia normativa de esta dimensión atenta contra el sector y desalienta la inversión porque implica un cambio jurídico”, explicó otra fuente consultada por este medio.
También destacaron que “la medida genera incertidumbre y reduce drásticamente la competitividad de la provincia frente a otras regiones o países” y explicaron que un operario necesita entre dos y tres años de formación técnica para alcanzar los estándares internacionales del sector metalífero. Además, cuestionaron que no queda claro en la normativa qué tiene que hacer una empresa si no encuentra personal para ocupar posiciones técnicas especializadas.
Por unanimidad
La ley original es de 2010 y establecía un cupo mínimo de empleo local de un 70% para proyectos mineros, de hidrocarburos, en pesca y obras de infraestructura, entre otros sectores productivos. Sin embargo, el oficialismo provincial impulsó en la Legislatura un proyecto para dejar sólo un 10% del empleo para personas no residentes en Santa Cruz. La iniciativa finalmente se aprobó por unanimidad el 25 de septiembre. El nuevo cupo también impactaría en la construcción de las represas de Santa Cruz en el caso de que se reactiven las obras, que se paralizaron hace dos años.
El gobernador Claudio Vidal, que fue dirigente del sindicato de petroleros, publicó la nueva modificación de la Ley 3141 en el Boletín Oficial el 13 de octubre. La preocupación en la provincia por incrementar el empleo local es porque desde fines de 2023, cuando Vidal asumió la gobernación, se perdieron unos 10.000 puestos de trabajo, sobre todo en el sector petrolero y por la paralización de la obra pública, según estimaciones privadas.
La Cámara Minera de Santa Cruz (CAMICRUZ) aclaró que comparte la idea de fortalecer el empleo local, sin embargo cuestionó la medida del gobernador porque el incremento del empleo local debe ser planificado y progresivo para que se cumpla de manera efectiva. Desde la entidad afirmaron que en el sector ya se cubre el 90% de empleo local en la rama de operarios. Pero el cupo de la nueva normativa es imposible de cumplir en otras tareas como servicios, ingeniería y geología especializadas y posiciones vinculada a la infraestructura, agregaron desde la entidad.
La cámara señaló que “si bien compartimos el objetivo de incrementar los niveles de empleo local —una meta deseable y alcanzable— consideramos que estos cambios, implementados en un plazo inmediato, resultan de difícil cumplimiento en el actual contexto de alta complejidad y con yacimientos maduros que requieren previsibilidad para extender su vida útil”.
Santa Cruz es el principal exportador del sector minero metalífero del país. Entre enero y septiembre realizó envíos al exterior por US$ 1.569 millones, un 37% de las exportaciones mineras del país. En la actualidad hay cinco desarrollos operativos que producen oro y plata. También hay alrededor de 25 proyectosde oro, plata y uranio en etapa de exploración.
Empleo local 90-10
La iniciativa de empleo local 90-10 en Santa Cruz estuvo a cargo del propio Vidal, que en las elecciones legislativas nacionales del 26 de octubre su lista salió tercera detrás del kirchnerismo y La Libertad Avanza. Formalmente, la presentación del proyecto estuvo a cargo de los diputados Pedro Hernán Luxen, Alfredo Martínez Alfaro, Fernando Pérez y Piero Boffi, todos del bloque Por Santa Cruz del espacio político liderado por Vidal.
La medida, respaldada por todos los bloques legislativos, establece también que los trabajadores deberán acreditar al menos seis años de residencia efectiva en la provincia y domicilio declarado en el DNI. En los hechos, se duplican los años de residencia exigidos originalmente en la Ley 3141.
También establece un subrégimen para los proyectos bajo el paraguas del Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI), que deberán emplear un 60% de trabajadores con residencia provincial y un 30% con residencia en la localidad donde se desarrolle la inversión.
La modificación de la Ley 3141 fue acompañada por otra iniciativa de Vidal como fue la creación del nuevo Sistema de Registro de Empleo Local (SIREL), que obliga a las empresas a cargar la nómina completa del personal en la plataforma. El SIREL está bajo la órbita del Ministerio de Trabajo provincial y fue lanzada para garantizar el cumplimiento del cupo de empleo local.
Otra política de Vidal de las últimas semanas para intentar cumplir con el 90% de cupo laboral local tiene que ver con la fiscalización y control en las rutas de la provincia directamente sobre los trabajadores. La policía de Santa Cruz y personal de distintos ministerio realizan a diario controles sobre los vehículos que transportan a los trabajadores hacia los proyectos mineros. Los trabajadores tienen que suministrar de manera obligatoria los datos personales que les piden las autoridades.
La Cámara Internacional del Litio (CIL), una entidad sin fines de lucro creada en Chile, propone una estrategia de integración entre la Argentina, Chile y Bolivia para transformar al denominado «Triángulo del Litio» de un simple proveedor de commodities a un actor en el mercado global.
Pamela Goicovich y Sebastián Quiñones, presidenta y director de la Cámara, explicaron a EconoJournal que “el objetivo de esta coordinación es abandonar la condición histórica de ser solamente tomadores de precio en el mercado internacional”.
La titular de la entidad sostuvo que “los tres países deben coordinar sus esfuerzos, porque la competencia no es entre países vecinos, sino tener una respuesta competitiva común ante un mercado muy dinámico y estresado. Estamos en condiciones de ofrecer las mayores reservas biológicas del mundo en términos de litio, la mayor disponibilidad y la mejor eficiencia costo-efectiva del mundo«.
Esta estrategia regional se fundamenta en la propuesta de obtener un precio diferencial para el litio extraído en la región. Goicovich defendió esta visión al asegurar que “el litio del Triángulo es inherentemente más valioso: Somos promotores del nuevo sello del liderazgo sostenible. En este momento se está produciendo el litio más sostenible del mundo con la energía más sostenible que es el sol y además con la aprobación del pueblo originario».
Pamela Goicovich y Sebastián Quiñones, presidenta y director de la CIL.
El litio y la volatilidad del precio
En un contexto de elevada volatilidad, donde el precio del carbonato de litio llegó a picos insólitos de US$ 70.000 la tonelada hace dos años, la CIL proyecta que la variable de precio se estabilizará a largo plazo en un rango de US$ 20.000 a US$ 25.000 la tonelada, impulsada por un crecimiento anual de la demanda que podría superar el 30 por ciento. Sin embargo, esta estabilidad requiere de una racionalización en la producción.
Quiñones advirtió que muchos proyectos solo serán viables si adoptan una «tecnología de extracción directa eficiente en términos de Capex, porque esto disminuye los costos de producción y los vuelve competitivos ante la baja de precios”. La Cámara ve en la extracción directa o DLE un desafío global en el que la Argentina, por la velocidad de sus proyectos, está aportando una experiencia valiosa con su cartera de más de 35 proyectos en distintas etapas de desarrollo.
La CIL, explicaron, se apoya en tres pilares que buscan la trascendencia de la industria sobre la macro y las diferencias políticas. En primer lugar, el desarrollo económico para todos sus socios; en segundo lugar, se promueve la unión de la tecnología con la academia y la comunidad originaria, haciéndolas «partícipes» desde el inicio y evitar errores del pasado. Finalmente, la estandarización de valores, que incluye el respeto medioambiental, la estandarización de consumo hídrico y energético, la inclusión femenina y la redistribución de beneficios para las comunidades.
La Argentina tiene un portfolio de unos 35 proyectos de litio en marcha.
Para que esta integración funcione, la entidad entiende que Chile puede desempeñar un rol estratégico clave. Goicovich destacó la experticia logística del país: “Tenemos los mejores puertos estratégicos en la zona norte de Chile para poder apoyar a la logística argentina y lo que se viene desde Bolivia, con lo cual las ventajas geológicas de los tres países se complementarán con la capacidad chilena de cara a la exportación global”.
Metas comunes al 2030
Dentro de su hoja de ruta con metas a 2030, la CIL prioriza la generación de confianza entre los distintos actores y países, y el fortalecimiento de capacidades a través de la vinculación entre investigadores y la industria. Finalmente, el eje de transformación productiva busca generar la tecnología necesaria, por ejemplo, para avanzar desde el carbonato a productos de mayor valor agregado como el hidróxido o el cloruro de litio y sus derivados.
En cuanto a la preocupación de las poblaciones locales sobre la integración laboral -tal como se está reflejando en San Juan ante los futuros desarrollos de cobre-, Goicovich y Quiñones defendieron la necesidad de la cooperación. El director recordó que «la confianza que se vaya generando en términos de cooperación va a ser lo que va a llevar a un crecimiento exponencial«, mientras que la presidenta señaló que “existe una posición de maestría chilena en el área minera que, de cerrarse, haría que se vayan a cometer errores que pueden salvarse. Si existe una alianza entre Chile y Argentina desde este punto de vista todos van a salir beneficiados».
Finalmente, los directivos de la Cámara enfatizaron que la visión de futuro para la región debe ser sistémica, entendiendo que el litio es solo un componente de una transformación energética mayor. Quiñones remarcó que “al hablar de litio, también se debe pensar en otras soluciones como la energía geotérmica o el hidrógeno verde, ya que todo esto tiene que funcionar de manera coordinada, sino la respuesta va a ser insuficiente» ante las necesidades globales.
Calfrac Well Services Argentina impulsa la transformación tecnológica de sus operaciones en Vaca Muerta, convirtiendo la base de sus servicios en una plataforma de innovación que brinde mayor eficiencia y ahorro de costos.
Más allá de migrar la mitad de su flota a gas (Dual Fuel), la empresa está enfocando sus esfuerzos en la Inteligencia Artificial (IA), la automatización de la fractura y sistemas de seguridad operativa avanzados.
Adrián Martínez, Managing Director de la compañía, anticipó a EconoJournal que esta estrategia integral busca incrementar drásticamente la eficiencia, con el objetivo final de duplicar su participación en el mercado de fracking local, que actualmente es del 23%.
La empresa estadounidense de servicios especiales pone en marcha una agresiva estrategia de reconversión de equipos de fracking a tecnología Dual Fuel (Diésel-Gas) en Vaca Muerta, sobre lo que Martínez anticipó que la compañía avanzará en este proceso para que a finales de 2026 la mitad de su flota opere con gas, en una inversión en eficiencia y sustentabilidad que tiene el objetivo de duplicar su presencia en el no convencional de la Cuenca Neuquina.
Calfrac, en Vaca Muerta, está migrando su foco hacia equipos más eficientes, impulsados por la abundancia de gas en la Argentina y Martínez detalló en diálogo con EconoJournal los planes de inversión, centrados en el Dual Fuel con un 70% de desplazamiento de diésel por gas. «En diciembre vamos a a implementar nuestro sistema de Dual Fuel con uno de nuestros clientes principales que es Panamerican Energy. Para 2026 la idea es tener 20 bombas de Dual Fuel, y separarlas entre los dos sets actuales. Aparte de eso, ya tenemos una proyección de hacer rebuilding a 10 fracturadores y a esos 10 fracturadores vamos a agregarle también el Dual Fuel«.
Adrián Martínez, managing director de Calfrac Well Services Argentina.
La inversión estimada en unos US$13 millones permite convertir equipos usados en unidades de gas con la meta de que 40 de las 80 bombas de la compañía operen con esta tecnología para finales del año próximo. Pero la búsqueda de eficiencia apunta al siguiente salto que es el uso de bombas 100% gas. Martínez destacó la superioridad en potencia de estos equipos, que permiten extraer el 98% de la potencia, mientras que los diésel solo alcanzan entre 1600 y 1700 HP de los 2500 HP disponibles.
Calfrac migra sus equipos a Dual Fuel
«Con las de todo gas es posible sacar el 98% de la potencia de cada equipo, y eso es muy importante porque significa contar con una bomba y media de las que tenemos ahora», afirmó el directivo que entendió que la migración a lo eléctrico se ve más lejana por falta de infraestructura, con lo cual el foco en gas es estratégico e inmediato. Al respecto adelantó que en colaboración con la empresa QM comenzarán a usar en el primer bimestre del año próximo equipos 100% gas para testear el interés de los clientes y si resulta positivo ya invertir en ese tipo de equipo al 2026.
La reconversión de los equipos de fracking genera un impacto financiero inmediato al reducir el costo operativo anual en US$ 16,4 millones por flota, lo que se traduce en un ahorro neto proyectado de US$ 17 millones y aumenta la competitividad diaria. Al finalizar la estrategia y operar completamente con gas, el gasto anual en combustible se desplomará de los US$33 millones actuales a solo US$ 6 millones, lo que significa un ahorro total de US$ 27 millones en la operación.
La estrategia de Calfrac en Vaca Muerta supera la conversión de combustible y se enfoca en elevar el estándar operativo mediante innovación y seguridad. En ese sentido, la compañía implementó el sistema Scape que apaga el equipo cuando está en relajación, logrando una reducción de emisiones y de consumo de combustible. Preo también se instalaron sensores para prevenir daños mayores y detectar fallas tempranas en los equipos, lo que sirve de base para la recolección de datos futura.
A la vez, la empresa migró de tuberías de alta presión a mangueras, lo que sirvió para bajar las fugas en un rango de «entre un 70 a 80%» y evitar exponer al personal a riesgos. Y en automatización, Calfrac avanza con un software que incorpora inteligencia artificial (IA) para optimizar la operación de equipos de diferente caballaje y lograr que el equipo trabaje a su mejor eficiencia sin causarle daño.
El sistema también permitirá operar equipos a distancia y la IA dará avisos para el mantenimiento preventivo. Pese a esto, Martínez subrayó la centralidad del capital humano: «El personal es fundamental para Calfrac, sin el personal nosotros no podremos avanzar y es lo que permite comparando las eficiencias y horas etapas por día y horas por día que bombeamos, estar en muchos casos mejor que Permian”.
“Ellos están más avanzados con la tecnología, por ejemplo, están usando bombas de turbina, ya se hace mucho, Calfrac está por probar una bomba turbina para ver cómo nos va, también para tener una dirección de hacia dónde se va a apuntar en Argentina. Hemos aprendido mucho de Permian, pero con esos aprendizajes estamos dándole un giro adicional y tratando de ser un poquito más eficientes”, aseguró.
YPF, la principal empresa energética del país, y Toyota, líder en producción, exportación y ventas de vehículos 0km. en Argentina, renovaron por cuatro años la alianza estratégica que las vincula desde hace siete años.
El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, y el presidente de Toyota Argentina, Gustavo Salinas, renovaron su compromiso de seguir trabajando en el marco de una visita a Vaca Muerta, donde pudieron observar el punto de origen de los combustibles YPF que Toyota utiliza en sus vehículos y recomienda a sus clientes con certificación internacional TOP TIER.
“La asociación con una empresa como Toyota y la relación que generamos en los últimos años es un ejemplo de lo que buscamos con cada uno de nuestros socios: trabajar como si fuéramos uno con el objetivo común de transformar a YPF en una empresa más eficiente, innovadora y de clase mundial”, afirmó Horacio Marín, presidente y CEO de la compañía.
“Es un orgullo para nosotros trabajar junto a una compañía icónica para todos los argentinos, que nos permite seguir creando soluciones de movilidad para cada vez más personas. Los combustibles y lubricantes YPF que usamos durante la producción de nuestros vehículos en Zárate se exportan a 22 países de América Latina, lo que muestra el potencial de nuestra industria y de esta asociación”, destacó Gustavo Salinas, presidente de Toyota Argentina.
Durante la visita, ambos directivos pudieron conocer de cerca la implementación del TOYOTA WELL, una adaptación del Toyota Production System (TPS) aplicada por YPF en su negocio petrolero. Esta metodología de gestión, reconocida globalmente por su enfoque en la mejora continua y la eficiencia, que está contribuyendo a optimizar la producción de la compañía en Vaca Muerta.
El ministro de Energía y Minería de Santa Cruz, Jaime Álvarez, acompañó al gobernador Claudio Vidal, en el acto institucional de cierre del proceso de transición de áreas hidrocarburíferas que estaban bajo operación de YPF, dando inicio a una nueva etapa provincial de desarrollo energético y productivo. En este contexto, calificó como “uno de los mejores acuerdos firmados en el país” el alcanzado entre la Provincia y la empresa de bandera.
El ministro recordó que este año se cumplieron 80 años de presencia de YPF en Santa Cruz, y destacó la decisión empresarial de enfocarse en el desarrollo no convencional.
Afirmó que se inicia una etapa clave, ya que “YPF no se va muy lejos”, y destacó la presencia de los representantes de la operadora en Palermo Aike, destacando que “estamos ante un proyecto muy importante que puede inaugurar una nueva era para la provincia de Santa Cruz”.
Al referirse al proceso de negociación, señaló que fue “amplio, técnico, transparente y abarcativo”, con la participación de más de 30 especialistas provinciales de distintas disciplinas —ingenieros, geólogos, abogados, contadores, economistas, entre otros— del Ministerio de Energía, de FOMICRUZ, de la Secretaría Legal y Técnica y equipos técnicos de YPF.
“Ellos buscaban el mejor acuerdo para YPF, y nuestros técnicos defendieron lo que más favorecía a Santa Cruz. Fue un trabajo serio, profesional, con mucho debate, y terminamos con un acuerdo que hoy puedo decir que está entre los mejores del país”, enfatizó.
Uno de los aspectos centrales del acuerdo fue la definición de los pasivos ambientales. En ese sentido, aseguró que será la Facultad de Ingeniería de la Universidad de Buenos Aires, “una de las mejores del país y del mundo”, consideró, la que realizará el relevamiento y validación técnica. “Es un hecho único que YPF se retire haciéndose responsable de sus pasivos ambientales, y que ese proceso esté garantizado por una institución académica de primer nivel”, valoró.
Tras el traspaso de áreas a la Provincia, se cumplió con un proceso licitatorio “abierto, público y transparente, ajustado a lo que marca la ley y las reglamentaciones vigentes”. El grupo empresario adjudicatario comenzará a operar a partir del 1° de diciembre, incluso 30 días antes del plazo máximo previsto. “Señor gobernador, cumplimos con las tareas que nos encomendó”, expresó el ministro.
Finalmente, convocó a todos los actores a acompañar esta nueva etapa al señalar que “desde el primero de diciembre comienza una nueva vida para el flanco norte de la provincia de Santa Cruz. Es momento de trabajar unidos: trabajadores, intendentes, comunas, proveedores, empresas y representantes del sector. Miles de familias dependen de estos pasos. Trabajemos fuerte por Santa Cruz y por su gente”.
El concejal del partido de Exaltación de la Cruz, Fernando Martínez, presentó otro amparo colectivo (el segundo desde que se conoció la posible privatización) ante el Juzgado Federal de Campana, con el objetivo de frenar la venta del 44% de Nucleoeléctrica Argentina S.A. (NA-SA).
Esta empresa perteneciente al Estado Nacional es la encargada de operar las tres centrales nucleares del país y, con el amparo de Martínez, según replicó la agencia Noticias Argentinas queda asentada la inconstitucionalidad del Decreto 695/2025 y el riesgo que implica esta privatización para la soberanía energética.
NA-SA opera en Atucha I, Atucha II y Embalse y, contrariamente a la idea que establece el Gobierno Nacional con respecto vender aquellas empresas públicas que provocan pérdidas, ésta es rentable: sólo en el primer trimestre de este año obtuvo 17 millones de dólares en ganancias.
“Privatizar una empresa eficiente y segura no tiene justificación técnica ni económica. Es una decisión política que pone en riesgo obras estratégicas y la estabilidad del sistema. La energía nuclear no puede quedar en manos de intereses privados”, expresa el amparo presentado por el concejal.
Asimismo, solicita una medida cautelar para pausar cualquier tipo de “licitación, oferta o transferencia de acciones” y, de esa manera, mantener el mismo escenario hasta que, efectivamente, se tome una decisión teniendo en cuenta los amparos presentados.
Por otra parte, también se pretende frenar una posible privatización parcial, debido a que ello influiría en los aumentos tarifarios y en el desfinanciamiento del sector: “Los usuarios pierden protección frente a intereses que priorizan rentabilidad sobre el servicio”, explica el texto.
El amparo anterior había sido presentado por la diputada de Unión por la Patria (UxP) Gabriela Estévez, donde solicitó “la nulidad e inconstitucionalidad del Decreto 695/2025 y de la Resolución 1751/2025 del Ministerio de Economía”. Hoy está en el juzgado federal N° 3 de Córdoba, a cargo de Hugo Vaca Narvaja.
“Es un bien público, construido con décadas de inversión, conocimiento y compromiso argentino. No se puede vender lo que no se puede justificar. Mucho menos sin consulta pública ni control legislativo”, concluyó Martínez en el documento.
Cumplido el décimo mes del año, la Argentina superó el superávit energético de todo 2024 al lograr un saldo favorable de US$6.068 millones, contra US$5.668 millones acumulados el año pasado.
“El sector energético sigue impulsando el crecimiento de la economía”, subrayó en un posteo la Secretaría de Energía.
Ayer el INDEC difundió los datos de la balanza comercial de octubre donde se observó un saldo comercial total de US$ 800 millones, que representa una caída frente a los US$ 912 millones generados el mismo mes del año pasado.
Argentina superó el saldo comercial energético de todo 2024.
En los primeros diez meses del 2025, el país alcanzó los USD 6.068 millones, mientras que en los 12 meses del año pasado había sido USD 5.668 M.
Las exportaciones alcanzaron los US$7.954 millones durante octubre, lo que representó un aumento interanual de 13,1%. Esta suba fue impulsada por un incremento de 13,9% en las cantidades exportadas, ya que los precios disminuyeron 0,7%.
En cuanto a las importaciones, subieron 16,9% y totalizaron los US$7.154 millones (US$1.033 millones adicionales). Este crecimiento se atribuyó a un aumento de 19,7% en las cantidades y a una disminución en los precios del 2,4%.
El número de estaciones de recarga para vehículos eléctricos en China superó los 18,64 millones a finales de octubre de este año, un incremento del 54 por ciento en comparación con el año anterior, indican datos oficiales publicados este miércoles.
De ellas, alrededor de 4,53 millones son instalaciones de recarga públicas, mientras que más de 14,11 millones son privadas, un aumento del 39,5 y 59,4 por ciento, respectivamente, de acuerdo con datos de la Administración Nacional de Energía.
La potencia nominal combinada de las instalaciones públicas de recarga de vehículos eléctricos era de aproximadamente 203 millones de kilovatios a finales de octubre, o 44,69 kilovatios en promedio, muestran los datos.
A principios de los meses pasados, China dio a conocer un plan de acción de tres años para mejorar la infraestructura de recarga de vehículos eléctricos del país.
El objetivo es establecer una red nacional de 28 millones de instalaciones de recarga, con una capacidad de recarga pública superior a los 300 millones de kilovatios para finales de 2027.
Concentración
El negocio de operación de estaciones de recarga está muy concentrado en pocas manos: los 15 principales operadores son responsable de la gestión del 84,1% del total de cargadores públicos.
Estos son los tres principales líderes:
TELD: 807.000 unidades Star Charge: 703.00 unidades YKC: 656.000 unidades
Aparte de estos operadores, los principales fabricantes de coches eléctricos en China también están presentes en el negocio con sus propias redes de carga.
Nio: 5.137 estaciones y 28.681 cargadores Li Auto: 2.851 estaciones y 15.655 cargadores Tesla: 2.800 estaciones y 14.100 supercargadores
Alta proporción de cargadores
En palabras del director de la Administración Nacional de Energía (NEA), Wang Hongzhi, China ya cuenta con dos cargadores por cada cinco vehículos eléctricos en circulación.
Este dato evidencia que el país ha cumplido con sus deberes con creces, ya que apenas hace cinco años había 10 veces menos cargadores que en la actualidad.
Además, el crecimiento de los cargadores ha sido fielmente respaldado por las ventas de vehículos eléctricos, habiéndose matriculado 6,91 millones de unidades en el mercado del país.vr7qUw
Así, la proporción que encontramos es de 1 cargador por cada 1,8 vehículos.
En materia de movilidad eléctrica, China mantiene un ritmo vertiginoso y se prevé que supere la barrera de los 100 millones de vehículos eléctricos en circulación en 2030.
Unos 5 millones de abonados a Edesur y Edenor comenzaron a recibir facturas con montos adicionales de entre $10.000 y $80.000 por aplicación de un nuevo sistema de facturación autorizado por el ENRE, que implica que por la transición de un sistema a otro los usuarios paguen dos facturas en un mismo período.
Según la resolución 730/2025, el Enre autorizó a las distribuidoras a modificar el esquema de lectura y cobro del servicio eléctrico a partir de diciembre, lo que implica pasar del régimen de facturación bimestral al mensual.
Las entidades de consumidores denunciaron que la resolución 730/2025, firmada por el interventor Néstor Lamboglia, fue publicada sin consulta ni audiencia pública previa, como ordena la normativa vigente.
Según advierten las asociaciones de consumidores, el cambio afecta directamente la relación contractual con los usuarios y tendrá un impacto inmediato en el bolsillo de los hogares.
Hasta ahora, las distribuidoras realizaban una lectura del medidor cada dos meses y dividían el monto total en dos cuotas mensuales. Con el nuevo sistema, las lecturas pasarán a ser mensuales, y cada factura reflejará un único período de consumo.
En la práctica, la transición al nuevo esquema provocará que durante el mes de diciembre los usuarios deban afrontar el pago de dos facturas simultáneamente: la segunda cuota del período anterior y la primera del nuevo régimen mensual.
Según Pedro Busetti, de Defensa de Usuarios y Consumidores (DEUCO), “la aplicación de la medida tiene una connotación muy beneficiosa financieramente para las distribuidoras y perjudicial económica y moralmente para los usuarios”.
Según explicó, ante dificultades en el pago los usuarios deberán concurrir a las distribuidoras a solicitar facilidades de pago, con la molestia que ello significa sobre todo si llegara a haber mucha afluencia de usuarios haciendo el mismo reclamo.
En el cálculo que realiza DEUCO, tomando una cifra estimativa de $ 15.000 por usuario, el anticipo que percibirían las distribuidoras sería de $ 75 mil millones, equivalentes a 10,7 millones de dólares.
“Ante la situación descripta DEUCO, integrante de la Comisión de Usuarios del ENRE, solicitaron una reunión con carácter de urgente con el Interventor del ENRE, Néstor Lamboglia, al efecto de reclamar soluciones a los problemas que enfrentan los usuarios al tener que efectuar un pago no previsto”, indicó el comunicado de la entidad.
Según precisaron, la audiencia se realizará este jueves a las 11 horas en la sede del ENRE, Madero 1020, CABA.
Desde el ente regulador respondieron a las críticas sosteniendo que “la Secretaría no formuló objeciones respecto a la posibilidad de autorizar la iniciativa que propician las concesionarias”.
Y señaló que si bien la implementación del proceso de “migración” puede producir un impacto económico transitorio en las facturas de los usuarios finales -durante el período de transición-, en definitiva la misma redundará en beneficios para dichos usuarios.
Entre esos beneficios mencionó una mayor previsibilidad a la hora de planificar su economía, atento que se acortarán los plazos entre el consumo, la medición, la facturación y el pago.
Genneia, líder en generación de energía renovable en Argentina, anunció la colocación de su Obligación Negociable (ON) Verde Internacional Clase XLIX, por un monto total de U$S 400 millones, a un plazo de 8 años, superando ampliamente el objetivo inicial de U$S 300 millones y recibiendo ofertas por más de U$S 860 millones.
La empresa destacó que “esta operación marca un nuevo hito en la estrategia de financiamiento de la compañía, reafirmando su compromiso con el desarrollo de proyectos renovables y la consolidación del mercado sostenible”.
Las características principales de la ON Clase XLIX: ● Denominada y pagadera en dólares estadounidenses en el exterior (dólar cable). ● Tasa de interés fija de 7.75 % con pagos semestrales, y un rendimiento del 8 % ● Vencimiento en el octavo año de la emisión. ● Amortización en tres cuotas anuales consecutivas: 33 %, 33 % y 34 %. ● Colocadores locales e internacionales: Santander, JP Morgan, BBVA, Balanz, Banco CMF SA, Macro Securities y Bull Markets Brokers.
La emisión permitirá optimizar el perfil de vencimientos, reinvertir flujos en nuevos proyectos eólicos y solares, y consolidar la posición de Genneia como el principal emisor de bonos verdes del país, con más de U$S 1.280 millones emitidos hasta la fecha.
Este bono se estructuró bajo el Marco de Financiamiento Verde de Genneia, avalado por la opinión favorable de Sustainalytics y alineado con los Green Bond Principles (GBP) de ICMA. Asimismo, cumple con los lineamientos de la Comisión Nacional de Valores y la Guía de Bonos SVS del Panel de BYMA.
“Con esta nueva emisión, Genneia reafirma su liderazgo en el mercado local y su compromiso con la transición energética, impulsando proyectos que contribuyen a un futuro más limpio y sostenible”, se destacó.
Acerca de Genneia
Genneia es compañía líder en la provisión de soluciones energéticas sustentables en Argentina, con un 20 % del total de la potencia instalada, alcanzando el 21 % de la generación de energía eólica y el 12 % de la solar.
La inauguración del Parque Eólico La Elbita, en la provincia de Buenos Aires, junto a la puesta en marcha del Parque Solar Anchoris en Mendoza, ha elevado la capacidad total de energía renovable de Genneia a más de 1.400 MW.
Con sus parques eólicos Rawson, Trelew, Madryn, Chubut Norte, Villalonga, Pomona, Necochea y La Elbita, Genneia cuenta con una capacidad total de 945 MW en energía eólica. Actualmente, la compañía avanza con la construcción del Parque Solar San Rafael, con una capacidad de 180 MW, y del Parque Solar San Juan Sur, de 130 MW, ubicados en las provincias de Mendoza y San Juan, respectivamente.
Con sus cinco parques solares en operación —Ullum I, II y III, Sierras de Ullum, Tocota III, Malargüe I— y ahora Anchoris, alcanza un total de 490 MW de capacidad instalada en energía solar.
El Mercado Electrónico del Gas realizó una subasta solicitada por CAMMESA para el abastecimiento interrumpible de gas natural a usinas para el período 01/12/2025 al 14/12/2025 en la que podían participar Productores en general y Comercializadores.
Se recibieron 46 ofertas por un volumen total diario de 48.100.000 metros cúbicos, con Precios Promedio Ponderados de u$s 1,87 en el PIST y u$s 2,52 en el GBA.
Los precios en el PIST fueron desde u$s 0,46 hasta u$s 2,53 por Millón de BTU, mientras que los precios del gas puesto en el GBA fueron desde u$s 0,88 hasta u$s 3,44 el MBTU.
Desde Neuquén llegaron 15 ofertas por un volumen total de 19,0 millones de metros cúbicos día. Desde Tierra del Fuego se registraron 10 ofertas que totalizaron 13,4 MMm3/d. Desde Santa Cruz llegaron 8 ofertas que totalizaron 5,6 MMm3/día. Desde la cuenca Noroeste llegaron 7 ofertas por un total de 4,6 MMm3/día; y desde Chubut 6 ofertas que totalizaron 5,5 MMm3/día.
Estudiantes de la Escuela Técnica N.º 1 “Mario A. Elpuerto”
La Escuela Técnica N.º 1 “Mario A. Elpuerto”, de Necochea, se convirtió en la primera institución educativa del mundo en contar con un parque minieólico escolar de 0,7 kW, compuesto por dos aerogeneradores instalados íntegramente por estudiantes del Trayecto Técnico Profesional en Energías Renovables.
La iniciativa, que comenzó en 2024 con la puesta en marcha del primer aerogenerador, dio este año un salto histórico con la instalación de una segunda torre. La incorporación de este nuevo equipo elevó la potencia total a 700 watts y posicionó a la escuela como referente mundial en minieólica educativa, según destacaron desde la institución.
Un proyecto educativo que se convirtió en récord mundial
El parque está integrado por un aerogenerador de 300 watts y otro de 400 watts, diseñados, fabricados y montados por estudiantes de 7.º 2.ª junto a un equipo docente especializado. A diferencia de otras experiencias demostrativas, el sistema es plenamente funcional: alimenta con energía renovable distintas áreas del edificio, entre ellas aulas, la biblioteca y espacios en construcción, gracias a un esquema híbrido que combina minieólica, paneles solares y un banco de baterías.
El avance consolidó el trabajo iniciado el año pasado, cuando la escuela logró iluminar un aula utilizando energía producida por el primer aerogenerador, lo que ya la había convertido en pionera a nivel provincial. Este año, el proyecto evolucionó hasta transformarse en un caso único observado desde otras regiones del país y también del exterior.
Estudiantes protagonistas y un equipo docente clave
La iniciativa tuvo como eje la participación estudiantil. Los jóvenes llevaron adelante todas las etapas del proceso: planificación, cálculos técnicos, diseño y fabricación de componentes, armado de estructuras e instalación de los aerogeneradores.
El equipo docente —integrado por Rodrigo, Ángel, José, Hernando, Martín, Verónica y Nacho— acompañó cada instancia, consolidando un modelo de enseñanza basado en proyectos reales y altamente formativos. “Ellos son nuestros guías a la hora de educar”, expresaron los alumnos al valorar el rol de sus profesores.
Un trabajo institucional que potenció la innovación
La conducción de la escuela —Rosana, Gabriela, Romina y Ricardo— fue determinante para que el proyecto creciera, aportando recursos, gestiones y la integración de nuevas áreas al plan energético escolar. También acompañaron la Inspectora de Educación Técnica de Región XX, Lorena Thez, la Directora Provincial de Educación Técnica, Elsa Guillermo, y el Director Provincial de ETP/DET, Ricardo Degisi, quienes respaldaron la propuesta desde el ámbito pedagógico y provincial.
Este trabajo conjunto permitió que una idea nacida en el aula se consolidara como un referente educativo que ya genera interés en instituciones de otras provincias y países.
El origen: una idea que impulsó una transformación
El recorrido comenzó en 2024, cuando estudiantes y docentes diseñaron e instalaron el primer aerogenerador y desarrollaron una red interna de 12 V para alimentar distintos sectores del edificio. Ese mismo año se incorporó equipamiento donado por empresas privadas y se colocó un termotanque solar, lo que fortaleció la formación en energías renovables de la Tecnicatura y de la Secundaria Profesional (EPS).
En cada decisión técnica —desde la altura de las torres hasta la eficiencia del rotor o la implementación de tableros híbridos— los estudiantes aplicaron criterios profesionales, según detallaron Gabriel Burón, María Luz Lastenio Guzmán y Brisa Razo, referentes del proyecto.
La iniciativa recibió reconocimientos provinciales, menciones internacionales y repercusión en España por su impacto educativo y social.
La escuela que transforma la energía
Con la puesta en funcionamiento del primer parque minieólico escolar del mundo, la Técnica 1 de Necochea reafirma su liderazgo en la enseñanza de energías renovables y demuestra que la formación técnica puede convertirse en motor de innovación comunitaria.
“Hoy, la escuela no sólo forma técnicos: forma protagonistas de la transición energética”, destacaron desde la institución educativa.
La Argentina marcó un récord histórico en su producción de petróleo crudo durante octubre, dato que resalta la consolidación de la actividad hidrocarburífera a partir del desempeño de no convencional de Vaca Muerta que sigue replicando sus propios récords mes a mes. De acuerdo a la información de la Secretaría de Energía, el volumen de extracción fue de 859.500 barriles diarios (bbd), por encima de los 847.000 barriles de 1998.
Este desempeño representa un crecimiento del 15,5% respecto a los 743.744 bbd de octubre de 2024, y una mejora de 5,2% frente a los 815.682 barriles de septiembre, tal como se desprende de la información que recoge el Gobierno de las petroleras.
Este impulso de desarrollo sostenido de los últimos años se explica por el desempeño de la Cuenca Neuquina, donde la formación de Vaca Muerta registró un nuevo récord de producción de petróleo con un incremento mensual del 3,57% y una suba interanual del 31,23%.
La producción de petróleo de Neuquén alcanzó los 587.190 barriles por día, constituyendo un récord histórico para la provincia. En el acumulado entre enero y octubre, la producción provincial se ubicó 23,81% por encima del mismo período del año anterior.
Récord histórico con foco en Vaca Muerta
El incremento mensual estuvo principalmente impulsado por el desempeño de las áreas La Amarga Chica, La Angostura Sur I, Bajada de Añelo, Coirón Amargo Sureste y El Trapial Este, que en conjunto aportaron importantes subas en los volúmenes extraídos.
En cuanto al gas la producción total nacional fue en octubre de 122,9 MMm3, mientras que en el mismo mes de 2024 fue de 133,1 MMm3, con una retracción de 12,9% interanual.
En Neuquén, la producción fue de 82,66 MMm3/d, lo que significó una disminución del 13,64% respecto del mes anterior y una baja del 6,14% interanual. Pese a esta caída, el acumulado enero-octubre registró un aumento del 1,39% respecto del mismo período del año pasado.
En este caso, la reducción mensual respondió principalmente a menores niveles de producción en Fortín de Piedra, Aguada Pichana Oeste, La Calera, Aguada de la Arena y El Mangrullo.
El aporte del no convencional
Por otra parte, en Neuquén, la participación del petróleo no convencional dentro del total alcanzó el 96,7%, con 567.802 barriles diarios, mientras que el gas no convencional representó el 88,54%, equivalente a 73,18 millones de m3/d. Dentro de este segmento, el gas shale aportó 64,84 millones de m3/d (78,45%), y el gas tight, 8,33 millones de m3/día (10,08%).
A la vez, la Secretaría de Energía resaltó que de acuerdo al informe de Intercambio Comercial Argentino que realiza el Indec, la balanza energéticadurante los primeros diez meses de 2025 alcanzó un superávit de u$s6.068 millones.
Esto permitió superar el saldo favorable de todo 2024 que culminó u$s5.668 millones, gap que se asegura se ampliará en los dos meses que resta del año, ya que es un período de menor nivel de importaciones estacionales. El crecimiento este año no fue aún mayor debido a la caída de los precios internacionales del crudo, lo que fue compensado con mayores volúmenes disponibles de exportación.
Genneia, líder en generación de energía renovable en Argentina, anunció la colocación de un bono internacional verde por un monto total de US$ 400 millones. La emisión permitirá optimizar el perfil de vencimientos, reinvertir flujos en nuevos proyectos eólicos y solares, y consolidar la posición de la empresa como el principal emisor de bonos verdes del país, con más de US$ 1280 millones emitidos hasta la fecha.
La colocación de la Obligación Negociable Verde Internacional Clase XLIX, superó ampliamente el objetivo inicial de US$300 millones y recibió ofertas por más de US$860 millones.
El bono tiene un plazo de ocho años y una tasa de interés fija de 7.75% con pagos semestrales, además de un rendimiento del 8%. El título se amortizará en tres cuotas anuales consecutivas de 33%, 33% y 34%.
Parque eólico La Elbita.
Colocación
Las entidades locales nacionales e internacionales que asistieron en la colocación fueron Santander, JP Morgan, BBVA, Balanz, Banco CMF SA, Macro Securities y Bull Markets Brokers.
Este bono se estructuró bajo el Marco de Financiamiento Verde de Genneia, avalado por la opinión favorable de Sustainalytics y alineado con los Green Bond Principles (GBP) de ICMA. Asimismo, cumple con los lineamientos de la Comisión Nacional de Valores y la Guía de Bonos SVS del Panel de BYMA.
La operación marca un nuevo hito en la estrategia de financiamiento verde de la compañía, reafirmando su compromiso con el desarrollo de proyectos renovables y la consolidación del mercado sostenible.
YPF, principal empresa energética del país, y Toyota, líder en producción, exportación y ventas de vehículos 0 km. en Argentina, renovaron por cuatro años la alianza estratégica que las vincula desde hace siete años.
El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, y el presidente de Toyota Argentina, Gustavo Salinas, renovaron su compromiso de seguir trabajando en el marco de una visita a Vaca Muerta, donde pudieron observar el punto de origen de los combustibles YPF que Toyota utiliza en sus vehículos y recomienda a sus clientes con certificación internacional TOP TIER.
Marin destacó que “la asociación con una empresa como Toyota y la relación que generamos en los últimos años es un ejemplo de lo que buscamos con cada uno de nuestros socios: trabajar con el objetivo común de transformar a YPF en una empresa más eficiente, innovadora y de clase mundial”.
Por su parte, Gustavo Salinas afirmó que “eEs un orgullo para nosotros trabajar junto a una compañía icónica para todos los argentinos, que nos permite seguir creando soluciones de movilidad para cada vez más personas. Los combustibles y lubricantes YPF que usamos durante la producción de nuestros vehículos en Zárate se exportan a 22 países de América Latina, lo que muestra el potencial de nuestra industria y de esta asociación”, destacó el presidente de Toyota Argentina.
Durante la visita, ambos directivos pudieron conocer de cerca la implementación del TOYOTA WELL, una adaptación del Toyota Production System (TPS) aplicada por YPF en su negocio petrolero. Esta metodología de gestión, reconocida globalmente por su enfoque en la mejora continua y la eficiencia, que está contribuyendo a optimizar la producción de la compañía en Vaca Muerta.
YPF y Toyota han desarrollado múltiples proyectos que integran sus objetivos de sostenibilidad, innovación tecnológica y eficiencia operativa:
Energía renovable: provisión de electricidad 100 % renovable para la producción de las Hilux, SW4 y Hiace en la planta de Toyota en Zárate, generada por los parques eólicos y solares de YPF Luz.
Eficiencia operativa: aplicación del Toyota Production System en operaciones de YPF en Vaca Muerta y en el Complejo Industrial de Lubricantes y Especialidades (CILE) de La Plata.
Desarrollo de combustibles – con certificación internacional TOP TIER – y lubricantes para la producción de vehículos en la planta de Toyota en Zárate: Hilux, SW4 y Hiace. Los mismos que recomiendan a sus clientes para cuidar sus motores.
Motorsport: alianza Toyota Gazoo Racing YPF INFINIA en el TC2000, que combina la ingeniería de Toyota con la tecnología del combustible Premium de YPF INFINIA Turbo Clean.
Movilidad y servicios: estaciones de Kinto, la plataforma de movilidad a demanda de Toyota, ubicadas en estaciones de servicio YPF en todo el país.
Compromiso social y educativo: iniciativas conjuntas junto a la Fundación YPF, como el programa Aula Móvil, que promueve la educación técnica en comunidades de todo el país.
En septiembre último la producción de petróleo aumentó 19 % i.a. y 13 % en los últimos 12 meses (12m), indicó el informe periódico del Instituto Argentino de la Energía General Mosconi.
La producción de petróleo Convencional en el mismo mes se redujo 8 % i.a. y cayó 4,2 % en los últimos 12 meses. La producción No Convencional (que ya es el 60 % del total de crudo producido) se incrementó 40,9 % i.a y 27,8 % en los últimos doce meses, impulsada por el Shale, describio el informe.
Las cuencas Neuquina y Austral impulsan el crecimiento de la producción gasífera anualmente.
En septiembre de 2025 la producción de gas natural se redujo 5,5 % i.a y aumentó 3,6 % al considerar los últimos 12 meses. La producción Convencional se redujo 3,1 % i.a. y aumentó 1,7C% en el acumulado anual.
Por otra parte, la producción No Convencional (63 % del total) se redujo 6,8 % i.a. y aumentó 4,7 % en los últimos doce meses.
La demanda de combustibles
En septiembre de 2025 las ventas de naftas y gasoil tuvieron un aumento del 8,4 % i.a. y del 2,1 % en 12m. respectivamente. Durante los últimos doce meses, las ventas de naftas fueron 2,7 %mayores respecto a igual periodo anterior, mientras que las ventas de gasoil fueron 1,7 % superiores.
La demanda total de Energía Eléctrica aumentó 3,9 % i.a. en septiembre de este año respecto a igual mes de 2024. El consumo eléctrico anual presenta un aumento acumulado del 0,3 % en 12 meses.
El informe describe que el gas natural entregado por redes de distribución se redujo 5,5 % i.a. en agosto de 2025 (último dato disponible) y 3,3 % 12m. en los últimos doce meses corridos respecto a igual periodo del año anterior.
Evolución de los subsidios energéticos
Los subsidios energéticos devengados presentan una reducción en términos acumulados en el año 2025, según datos del del Instituto Interdisciplinario de Economía Política de la UBA (IIEP-UBA).
A septiembre, las transferencias para gastos corrientes en energía (los subsidios energéticos) se redujeron 31 % en el acumulado del año 2025 respecto a igual periodo del año anterior.
La partida más importante es para CAMMESA que se redujo 12 % y recibió un total de $ 2.886.712 millones.
Generadora Metropolitana —propiedad de AME y EDF power solutions Chile— inició oficialmente la construcción de Dune Plus, uno de los proyectos de almacenamiento de energía más grandes de Chile, ubicado en María Elena, Región de Antofagasta.
La iniciativa integra los proyectos Dune y La Pampina: el primero incluye un sistema BESS de 333 MW con una duración de 4 horas, y el segundo una planta fotovoltaica de 186 MWp y un sistema BESS de 175 MW con duración de 4 horas. En conjunto, incorporarán 406 contenedores de baterías, más de 297.000 paneles y más de 150 transformadores, en una superficie total de 186 hectáreas.
Dune Plus obtuvo financiamiento de bancos internacionales bajo una estructura de project finance sin recurso, que incluye un crédito a plazo y garantías asociadas de BNP Paribas Securities Corp., Crédit Agricole Corporate and Investment Bank, MUFG Bank, Ltd., Société Générale y Sumitomo Mitsui Banking Corporation, además de un crédito IVA otorgado por Banco de Crédito e Inversiones.
“Con este proyecto reafirmamos nuestro compromiso con la descarbonización, entregando energía limpia y fortaleciendo la seguridad del sistema. Dune Plus marca un hito para Generadora Metropolitana, no solo por su escala y complejidad, sino también porque cuenta con respaldo financiero internacional que nos permitirá consolidar nuestro crecimiento, capacidad de almacenamiento y liderazgo en la transición energética en Chile”, señaló Diego Hollweck, CEO de Generadora Metropolitana.
La energía de Dune Plus abastecerá un contrato de 15 años y 1.000 GWh con Codelco, una de las compañías mineras más grandes del mundo, y será inyectada al Sistema Eléctrico Nacional.
Cesar Norton, presidente de AME, afirmó: “El lanzamiento de Dune Plus reafirma la capacidad de Generadora Metropolitana para entregar proyectos complejos que combinan innovación, sostenibilidad y visión de largo plazo. Es una prueba concreta de cómo Chile puede liderar la integración de energías renovables y almacenamiento a gran escala, fortaleciendo su competitividad y seguridad energética. En AME seguimos comprometidos con impulsar iniciativas que eleven los estándares de la transición energética y posicionen a Chile como un actor clave global”.
EDF power solutions Chile destacó el impacto del proyecto, que refleja la experiencia industrial de la compañía. Joan Leal, CEO de EDF power solutions Chile, enfatizó que “Dune Plus es un ejemplo concreto de nuestra visión y capacidad para impulsar proyectos innovadores y de gran escala que aportan de manera real a la transición energética. A través de esta asociación, reafirmamos nuestro compromiso de apoyar a empresas estratégicas como Codelco en su proceso de descarbonización y de construir un sistema energético más seguro y sostenible”.
Especificaciones técnicas:
El proyecto Dune Plus incluye una capacidad total de almacenamiento de 509 MW / 2036 MWh (4h).
Está compuesto por un Sistema de Almacenamiento de Energía (ESS) independiente ubicado dentro de CEME1 (Dune BESS, 333,5 MW / 1.334 MWh) y por una Planta Renovable con Capacidad de Almacenamiento (CRCA) llamada La Pampina, que integra una planta fotovoltaica de 186 MWp junto con un sistema de almacenamiento de 175,5 MW / 702 MWh (4h).
Además, incluye una sala eléctrica de 33 kV para la interconexión con CEME1, la planta solar de Generadora Metropolitana, lo que permitirá una operación integrada del sistema.
Rucci aseguró que no aceptarán que se avance sobre los derechos laborales de los petroleros.
El secretario general del Sindicato de Petróleo y Gas Privado de Río Negro, Neuquén y La Pampa, Marcelo Rucci, se refirió a la reforma laboral que impulsa el Gobierno nacional y afirmó que están dispuestos al diálogo siempre y cuando se mantengan las garantías en los derechos laborales de los petroleros.
“Lo que queremos escuchar es que a nuestros compañeros no se les van a sacar derechos porque Vaca Muerta es posible con los trabajadores adentro, respetando la dignidad, el esfuerzo, las 12 horas, los viajes, la ausencia de la familia y el sacrificio que implica el trabajo en la industria”, señaló durante el acto de asunción de su nuevo mandato.
Rucci remarcó que Vaca Muerta se sostiene gracias al esfuerzo humano y advirtió sobre el costo que ya pagó el sector: “Hoy se habla de reformas laborales y de muchas otras cosas. Yo quiero recordarles a las empresas y a la política que nosotros pagamos con vidas: 84 compañeros en la pandemia, más de 100 desde que empezó Vaca Muerta. No vamos a entregar a ningún trabajador más”, lanzó.
Luego se refirió a las operadoras y agregó que “los acompañamos con una veda, los acompañamos con un plan de sustentabilidad y empleo y los acompañamos en la pandemia. ¿Qué más quieren que hagamos?”.
Rucci subrayó, en este contexto, que los trabajadores y el gremio “ya hicieron el esfuerzo” cuando las condiciones lo exigieron. Destacó la «responsabilidad y el equilibrio» con que se condujo históricamente la organización, pero lanzó una advertencia hacia el Gobierno nacional: “Cuidado. Mucho cuidado. Porque si tenemos que salir a dar la lucha, vamos a salir a darla. No tengan ninguna duda”.
Durante su discurso también se refirió a los trabajadores despedidos de las empresas Petreven, NRG y El Portón, a quienes agradeció por su presencia en la asamblea y adelantó que “a fin de mes empiezan todos nuevamente, vuelven a la actividad”.
Finalmente, Rucci anticipó que se aproximan momentos complejos, pero pidió confianza y unidad: “No venimos acá a ocupar un lugar de comodidad, venimos a ocupar un lugar de responsabilidad, al lado de cada uno de los petroleros. Donde tengamos que estar, ahí vamos a estar”, concluyó.
Nuevo mandato
Ante más de 20 mil personas, Rucci asumió este lunes la conducción de un nuevo mandato en el sindicato como secretario general junto a Ernesto Inal, que continuará como adjunto. Este nuevo período se extenderá hasta el 16 de noviembre de 2029, tras la victoria obtenida en los comicios del pasado 22 de julio.
El acto se llevó a cabo en el Centro Recreativo de Rincón de los Sauces (Moisés Gómez) frente a una masiva asamblea de petroleros donde Rucci agradeció la confianza y aseguró que la comisión directiva continuará “al lado de cada trabajador”, porque “es un orgullo representarlos”. Subrayó que “no nos mueve otra cosa que defenderlos de la mejor manera” y remarcó los dos pilares fundamentales de la organización: lealtad y unidad.
Por su parte, Ernesto Inal sostuvo que seguirán trabajando “para que todos puedan llevar el pan a su familia”. “Siempre vamos a estar parados en el mismo lugar: del lado de los trabajadores”, afirmó. Y cerró con un mensaje contundente: “Somos los trabajadores los que vamos a hacer que la Argentina salga, de una vez por todas, de estas situaciones”.
Vaca Muerta está transformando a la Argentina en una plataforma de producción y exportación de líquidos del gas natural (NGL). La evidencia más contundente se está observando en Brasil, donde las importaciones de gas licuado de petróleo (GLP) de origen argentino están superando a las importaciones desde los Estados Unidos.
Brasil tiene un déficit estructural en el mercado de GLP que atiende con importaciones mayoritariamente de los EE.UU. Sin embargo, las exportaciones argentinas ganaron terreno en 2024 y siguieron creciendo en el presente año.
Las importaciones de GLP por vía marítima en Brasil en este 2025 totalizaron hasta el momento unas 980.000 toneladas, de las cuales el 50% provinieron de la Argentina, según lo expuesto por especialistas del mercado en el Argus Argentina Energy Forum organizado por Argus. La cifra puede ser aún mayor dado que el relevamiento no incluye las exportaciones por tierra.
Las importaciones de origen estadounidense en el país vecino bajaron este año a 47%, una caída de 18 puntos porcentuales si se compara contra el mismo período del 2024. De esta forma, el GLP argentino ya desplazó al producto de origen estadounidense a un segundo lugar en el mercado brasileño.
“Los EE.UU. ya perdieron marketshare frente a la Argentina. Este cambio de Brasil hacia el GLP de Argentina ocurrió incluso cuando los precios de los EE.UU. han bajado. El propano tuvo un precio promedio de US$ 429 por tonelada, comparado con el año anterior que fueron de alrededor de US$ 488 por tonelada”, graficó Giovann Rosales, especialista de GLP de Argus en Houston.
GLP argentino en la región y Asia
El 70% del GLP que exporta la Argentina por vía marítima es dentro de la región. Brasil representa 50 puntos porcentuales, mientras que Chile, Perú y Uruguay suman los restantes 20. Además se espera que la demanda brasileña vaya en aumento debido a políticas públicas como el programa «Gas del Pueblo» y un proyecto de ley que habilitaría el uso del gas licuado como combustible para vehículos.
Mercado asiático
Los mercados en Asia aparecen como un destino todavía más atractivo por su enorme déficit de GLP. “Asia tiene un balance negativo estructural que va a crecer de forma importante hacia 2030, llegando a 100 millones de toneladas de GLP por año. Europa también tiene un balance negativo”, explicó Victor Uchoa, jefe de Consultoría para Latinoamérica de Argus.
China, Japón y Corea del Sur compraron la mitad de las casi 65 millones de toneladas exportadas por los EE.UU. en 2024. Solamente China tomó el 27% de las exportaciones estadounidenses. El 75% del GLP que se consumió en China el año pasado fue tomado por el sector petroquímico.
EE.UU. y Medio Oriente seguirán añadiendo oferta global de GLP en los próximos cinco a diez años. “Sin embargo, este crecimiento tiene desafíos. La geopolítica podría alterar las rutas comerciales existentes, tal como ya lo hemos visto este año. También hay una infraestructura limitada. Si bien hay varios proyectos de expansión por todo el mundo la capacidad está limitada. Esto está creando un cuello de botella pero los Estados Unidos se están preparando para aliviar el juego de botella”, analizó Rosales.
Etano
Argentina tiene un potencial de producción de 60 millones de toneladas de NGL anuales si se considera una reserva de 300 Tcf de gas natural en Vaca Muerta y un rendimiento de 200 toneladas de líquidos como butano, propano, etano y gasolina por cada millón de metro cúbico de gas producido. El GLP, una mezcla de butano y propano, es el producto estrella, pero también hay oportunidades grandes para el etano, cuyo rendimiento económico fue testeado por la empresa pretroquímica brasileña Braskem.
La producción de etano actual en la Argentina es de 0,7 millones de toneladas anuales, que se destinan principalmente al mercado local más algunas exportaciones menores al Brasil. “Braskem completó estudios técnicos que hacen la comparación para el uso de propano y etano de Vaca Muerta para su cadena petroquímica y resultó en una ventaja de US$ 110 dólares por tonelada frente a la nafta petroquímica que hoy Braskem utiliza”, contó Uchoa.
Precisamente, los márgenes que el etano le deja al negocio petroquímico en comparación con otros insumos son los que impulsan la oportunidad. “Hay una ventaja estructural de los márgenes de etano en el mundo. En Asia, nuestros modelos de Argus muestran en 2022 una diferencia de US$ 305 por tonelada para el etano, frente a US$ 150 de margen por tonelada cuando se utiliza la nafta. La conclusión para el etano es que hay una oportunidad para Argentina, no solo en Brasil, sino también en todo el mundo, y podría ser un nuevo jugador junto a Estados Unidos en el mercado de etano”, concluyó Uchoa.
Guatemala ajusta su política energética con una visión clara: corregir el rumbo del Programa de Expansión de Transmisión 3 (PET-3) e iniciar el despliegue del Programa de Expansión de Generación 5 (PEG-5). Ambos instrumentos se posicionan como claves para una transición energética sólida, centrada en una red eléctrica confiable y una matriz diversificada.
En este contexto, el viceministro de Energía y Minas, Juan Fernando Castro Martínez, afirmó a Energía Estratégica: “Sin transmisión no hay transición, es fundamental”, subrayando que el país debe fortalecer su infraestructura para sostener la política energética y habilitar nueva generación limpia. El funcionario reconoció que la licitación del PET-3 no arrojó los resultados esperados, pero aclaró que se están realizando las enmiendas necesarias.
El PET-3, aunque fallido en su proceso licitatorio, no quedará desechado. Varias de sus obras serán ejecutadas por otras vías. El caso más emblemático es la línea de transmisión hacia Petén, cuya licitación directa por parte del INDE ya está prácticamente lista. Desde el Ministerio aseguran que el proyecto será retomado porque existen mecanismos legales para ello.
El PET-3 fue concebido como un plan integral para ampliar y modernizar el sistema de transmisión eléctrica del país, con obras estratégicas destinadas a fortalecer la conexión entre las regiones norte y centro. Sin embargo, la licitación pública no logró atraer suficiente interés ni ofertas viables, lo que obligó a revisar sus condiciones y dividir su ejecución en etapas más flexibles, recurriendo a mecanismos como la contratación directa, donde la ley lo permite.
Mientras tanto, el PEG-5 ya se encuentra en revisión por parte de los actores del sector. A diferencia de su antecesor, se plantea desde una lógica más pragmática, aprendiendo de los errores pasados. El objetivo es ampliar y fortalecer la infraestructura necesaria para responder a la creciente demanda y habilitar nuevos nodos de generación.
Este nuevo programa se enmarca en el esfuerzo por diversificar las fuentes de generación, integrando proyectos hidroeléctricos, solares y de biomasa, e incorporando criterios técnicos más estrictos desde su diseño. El enfoque preventivo busca evitar fallas como las del PET-3, garantizando desde el inicio la viabilidad financiera y técnica de cada componente.
Desde el Ejecutivo también valoran positivamente el respaldo legislativo. Un grupo de diputados presentó una iniciativa para agilizar la ejecución de proyectos de transmisión. Y, en caso de que no se logre avanzar con licitaciones públicas, se contemplan alternativas previstas por la ley de contrataciones del Estado, como la adquisición directa, siempre bajo procesos transparentes.
De hecho, se espera que proyectos estratégicos como el cierre técnico de los 59 pozos de Campo Chan, así como los trabajos en la fundería, tengan definiciones concretas a inicios del próximo año. Para ello, el Ministerio solicitará un incremento presupuestario, dado que “no hay otro camino”, según expresó el viceministro.
Durante su participación en un foro empresarial, Castro Martínez remarcó que el sector privado será decisivo en este proceso de transformación energética. También hizo referencia al rol histórico del Banco Centroamericano de Integración Económica (BCIE), entidad que ha impulsado durante décadas la diversificación de las matrices en la región. En el caso de Guatemala, destacó iniciativas como la central hidroeléctrica Chabal y la planta de bioeléctrica San Antonio, que funcionan como ejemplos de innovación y sostenibilidad.
La transición energética de Guatemala está en marcha, aunque enfrenta desafíos operativos y regulatorios. El Gobierno apuesta por corregir procesos fallidos, abrir nuevas rutas legales para la ejecución de obras y establecer alianzas con el sector privado. Con decisiones que ya se encaminan para principios del próximo año, la administración busca consolidar una matriz energética moderna, resiliente y limpia.
En un contexto de alta competitividad global en el sector solar, la agrovoltaica se posiciona como una alternativa rentable. La tecnología gana tracción en Europa y comienza a abrirse paso en América Latina, mientras los fabricantes responden con soluciones específicas adaptadas a esta nueva demanda.
“La agrovoltaica está muy apoyada y subvencionada por todos los gobiernos, no solo en Europa, sino que ahora va a empezar a ser un referente en América Latina”, aseguró José Oscar Rubio González, director comercial de SL Rack, una empresa fabricante de sistemas de montaje fotovoltaicos que se encuentra trabajando activamente en este segmento.
España es uno de los países que avanza en el marco regulatorio para integrar esta tecnología. Recientemente, el Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE) lanzó ayudas por 77 millones de euros destinadas a 62 proyectos agrovoltaicos, que deberán incluir sensores, parcelas testigo y un seguimiento técnico de cinco años.
Además, el Ministerio de Agricultura lanzó una consulta pública que incluye a la agrovoltaica en el artículo 9 sobre pagos directos de la Política Agraria Común (PAC), aunque el desafío sigue siendo articular esta tecnología con las ayudas agrícolas tradicionales.
Si bien el país avanza con proyectos piloto, el sector reconoce que el mercado aún “va un paso atrás” frente a países como Italia, que define metas claras en su PNIEC, o Francia y Alemania, que ya regulan el bienestar animal en los marcos agrovoltaicos. El futuro del modelo dependerá de cómo se articule la regulación energética con la PAC y las necesidades del sector agrícola.
José Oscar Rubí González, director comercial de SL Rack,
Por su parte, América Latina avanza con experiencias en fase piloto. En Chile, se instaló un sistema de 22 kW sobre un huerto de cerezos en Maule de la empresa NobleFruit con la participación de siete instituciones, entre ellas Solar Energy Research Center (SERC Chile); en Colombia, los parques solares Guamo y Numbana integran pastoreo de camuros bajo paneles en proyectos de hasta 9,9 MW desarrollados por Erco Energía y LONGI; mientras que en Uruguay, se desarrolla la primera planta agrofotovoltaica en Durazno, impulsada por la Universidad Tecnológica del Uruguay (UTEC).
En cuanto al mercado solar fotovoltaico tradicional, Rubí González observa un notable dinamismo en Centroamérica y el Caribe, donde SL Rack ya firmó un proyecto de 55 MW y espera cerrar otros 100 MW antes de fin de año.
“Tenemos muchas expectativas puestas en Guatemala, Panamá, Honduras, El Salvador y, sobre todo, en el Caribe”, aseguró el ejecutivo en diálogo con Energía Estratégica, en el marco de la cobertura de GENERA 2025.
Además, indicó que siguen con atención los avances en Colombia y Perú, mercados donde mantienen una postura expectante. En cuanto a México, afirmó que “es la gran incógnita”, y añadió: “Dependiendo de cómo veamos el mercado, daremos el paso o no”.
En Europa, la empresa se encuentra ejecutando desarrollos agrovoltaicos de entre 5 y 20 MW, con la mirada puesta en alcanzar los 100 MW en los próximos años. En la región ibérica en particular, el foco está puesto en autoconsumos industriales de menor escala, pero apuestan por dar el salto a utility scale a corto plazo. Además, durante el encuentro FES Caribe, el ejecutivo había asegurado que SL Rack cerró contratos marco con clientes de España, Italia, Alemania y Holanda, lo que les garantiza una base sólida para encarar el año con proyecciones positivas en estos mercados.
Los objetivos para 2026 en Iberia y América Latina son concretos. SL Rack apunta a ejecutar al menos 70 MW, articulando instalaciones adaptadas a las necesidades del modelo agrovoltaico.
“En Europa, y principalmente en el mercado español, el próximo año volveremos a hablar de proyectos utilities que se han dejado de hacer. Los cuales apuestan mayoritariamente por seguidores”, analizó el referente de SL Rack.
Además, destacó que durante el segundo semestre de 2025 ya observan un repunte en el autoconsumo industrial, un segmento donde están trabajando activamente y en el que proyectan expectativas aún mejores para 2026.
Óscar Rubio contó su historia en una entrevista realizada durante Future Energy Summit, la gira de eventos líder en Latinoamérica y España tiempo atrás que Energía Estratégica vuelve a compartir.
Nuevo desarrollo: SL Track, la apuesta técnica para agrovoltaica
Con este panorama, la compañía eligió GENERApara presentar su nuevo desarrollo: el seguidor SL Track, una estructura diseñada para responder a los requerimientos técnicos del modelo agrovoltaico. Se trata de un diseño monoposte que permite una inclinación de hasta 90 grados, lo que mejora la eficiencia solar y optimiza el uso agrícola del suelo.
“Somos el único fabricante que puede ofrecer esa inclinación con un sistema de disco que garantiza una fijación absoluta en cada posición”, explicó Rubí González. Esta característica permite enfrentar con seguridad las condiciones de viento extremo, especialmente en zonas como el Caribe.
La solución es compatible con configuraciones 1P y 2P, adaptándose a cualquier tipo de terreno y manteniendo costes de mantenimiento bajos. Además, la compañía ofrece esquemas de producción flexibles, con fabricación 100 % europea o 100 % china, según el tipo de proyecto.
La estructura admite rotación de hasta 90° en menos de seis minutos, con un rango de movimiento total de 153°. Su diseño premontado y compacto permite un montaje ágil, y es apta para terrenos con inclinaciones de hasta 10°. Cada fila integra motores de 300 W, control inteligente, comunicación inalámbrica y funciones específicas para nieve, tormenta y mantenimiento.
Ficha técnica del producto: https://www.sl-rack.es/fileadmin/user_upload/downloads/Datenblaetter/SL_Tracker/SL_Rack_Tracking_System-Ficha_tecnica-ES.pdf
Como detalle distintivo, la empresa también produce su propia cerveza artesanal, lo que refuerza su identidad de marca y genera cercanía con el cliente en ferias y eventos.
América Latina y el Caribe enfrentan un desafío estructural: la energía renovable crece, pero la red eléctrica no acompaña. En 2024, se vertieron más de 53.000 GWh por falta de capacidad para evacuar la generación, lo que equivale al 3,2% de toda la electricidad producida en la región. Esos vertimientos significaron una pérdida directa cercana a los USD 7.000 millones. Energía limpia, generada y pagada, que nunca llegó a los usuarios.
Esta situación está lejos de ser excepcional. Con la electrificación del transporte y la industria en marcha, las renovables en expansión y los eventos climáticos extremos más frecuentes, la red ya no es solo un canal de conexión: es el corazón del sistema energético. Pero ese corazón está saturado.
Un nuevo informe del Banco Interamericano de Desarrollo (BID) plantea que la infraestructura de transmisión debe ser tratada como una política de desarrollo, no solo como un componente técnico del sistema. Las demoras en ejecución, la falta de planificación anticipada y la rigidez de los marcos regulatorios están frenando inversiones y comprometiendo objetivos climáticos.
Para enfrentar este cuello de botella, el estudio recomienda una transformación profunda en la forma de planificar. Se propone dejar atrás los esquemas lineales y centralizados, y avanzar hacia modelos de planificación resiliente, multisectorial y con visión territorial. Esto incluye anticiparse a la demanda futura, incorporar criterios climáticos y articularse con autoridades ambientales, financieras y sociales desde el inicio de los proyectos.
Además, pone sobre la mesa soluciones tecnológicas concretas que hoy están subutilizadas. Las llamadas Grid Enhancing Technologies (GET) —como sensores, automatización y controladores de flujo— pueden aumentar la capacidad de las líneas existentes sin necesidad de grandes obras. Son más rápidas de implementar y menos conflictivas desde el punto de vista ambiental y social. Sin embargo, los marcos regulatorios actuales no las consideran parte de los planes de expansión, lo que desalienta su adopción.
El salto de escala en la red necesita respaldo financiero. Según el informe, la región debería invertir entre USD 6000 y 8000 millones por año hasta 2030 para sostener el crecimiento renovable. A 2050, esa cifra podría triplicarse. Pero los niveles actuales están muy por debajo: en 2022 se movilizaron apenas USD 3300 millones para transmisión.
El problema no es solo fiscal. El modelo de negocio de la transmisión no está atrayendo capital privado, en parte porque los ingresos no son previsibles, los procesos licitatorios son lentos y los esquemas de remuneración siguen anclados en la infraestructura física, sin premiar eficiencia ni desempeño. El BID propone actualizar estos marcos, incorporar mecanismos de mitigación de riesgo y aprovechar instrumentos financieros climáticos.
A esto se suman los cuellos de botella normativos. El licenciamiento ambiental y social sigue siendo uno de los grandes desafíos. La falta de digitalización, los trámites redundantes y la baja capacidad técnica de las autoridades generan incertidumbre jurídica, desincentivan inversiones y dilatan obras clave. Según el estudio, hay oportunidades claras para acelerar sin comprometer estándares, a través de procesos más transparentes, reglas claras y participación temprana de las comunidades.
Por último, el informe pone el foco en la integración energética regional. Conectarse entre países no es solo una cuestión de eficiencia: es una garantía frente a los riesgos climáticos y una herramienta clave para reducir costos. Se estima que una mayor interconexión permitiría bajar hasta un 15% el costo de generación regional. Pero hoy, los avances son marginales. Faltan planificación coordinada, reglas armonizadas y voluntad política.
“Los intercambios transfronterizos se convierten en un componente clave no solo para la eficiencia económica sino para la seguridad energética y la resiliencia del sistema”, advirtieron los autores del informe.
Más allá del diagnóstico, el mensaje es claro: sin transmisión, no hay transición. El informe concluye que invertir en redes no debe verse como un gasto sectorial, sino como una apuesta estructural por un desarrollo económico resiliente, equitativo y territorialmente integrado. La pregunta es si los gobiernos y reguladores de la región están listos para tratar a la red como lo que es: la columna vertebral de la energía del siglo XXI.
SISENER participa en la edición 2025 del PV Book, el catálogo digital elaborado por Energía Estratégica, con una propuesta tecnológica orientada a resolver los desafíos estructurales de la industria renovable: intermitencia, eficiencia, integración y rendimiento operativo. Con sede en Zaragoza y más de 250 profesionales, la firma española combina su historial como ingeniería energética con soluciones específicas para la nueva etapa de crecimiento renovable global.
El corazón de su propuesta es el diseño de sistemas híbridos inteligentes que integran tecnologías como fotovoltaica, eólica, BESS e incluso hidrógeno verde, ajustándose al potencial energético disponible en cada emplazamiento. Este enfoque permite configurar soluciones adaptadas a entornos con demanda de alta confiabilidad, donde la energía renovable debe operar de forma continua, predecible y segura.
Entre sus principales aplicaciones se destacan los sistemas aislados y los proyectos conectados a red —ya sea en ámbitos industriales o de gran escala—, aportando soluciones donde la integración tecnológica sea clave para reducir emisiones, minimizar interrupciones y mejorar la cobertura energética. El diseño personalizado permite ajustar el tamaño y configuración de las plantas de acuerdo con la disponibilidad de recursos y las necesidades de cada cliente.
Además, la compañía destaca por ofrecer una alta eficiencia y confiabilidad operativa, reduciendo tanto el CAPEX como el OPEX, al mismo tiempo que simplifica la integración con tecnologías emergentes como el hidrógezno verde y sistemas de respaldo.
Uno de los desarrollos más diferenciales de SISENER es SAGLAN, una plataforma all-in-one diseñada en conjunto con SAROEN, pensada para gestionar de forma integral plantas solares, eólicas y de almacenamiento, tanto en la etapa de construcción como en la de operación y mantenimiento (O&M).
Durante la obra, SAGLAN permite un seguimiento detallado del progreso mediante gemelo digital, lo que mejora la planificación, optimiza el uso de recursos y reduce costos asociados a demoras o sobredimensionamientos. En operación, emplea analítica avanzada basada en inteligencia artificial, lo que permite realizar ajustes proactivos y tomar decisiones con base en datos propios, mejorando el rendimiento general del activo.
La plataforma representa una respuesta concreta a la necesidad de contar con herramientas digitales que permitan controlar en tiempo real el comportamiento técnico y económico de cada planta, dotando al desarrollador de mayor autonomía y visión estratégica sobre su operación.
SISENER también incorpora modelización eléctrica avanzada para garantizar que cada planta opere de manera armónica con la red eléctrica. Esto incluye evaluaciones de impacto, coordinación de protecciones, análisis de flujos de carga y dimensionamiento óptimo, lo que permite optimizar los componentes técnicos, evitar errores de diseño y reducir pérdidas eléctricas.
Este tipo de modelado no solo evita sobrecostos por sobredimensionamiento, sino que también contribuye a elegir de forma precisa los equipos que deben instalarse, lo que impacta directamente en el rendimiento final del proyecto. A su vez, permite realizar estudios de expansión y refuerzo de redes, aportando un valor añadido para los desarrolladores que buscan proyectar crecimiento a mediano y largo plazo.
El Gobierno Federal, a través de la Secretaría de Medio Ambiente y Recursos Naturales (SEMARNAT), presentó la “Actualización de la Contribución Determinada a Nivel Nacional 3.0” (NDC 3.0), que establece los compromisos de México ante el Acuerdo de París para enfrentar la crisis climática: alcanzar un l 38.5 % de generación eléctrica por fuentes limpias en 2030 y 43.3 % para 2035.
Para ello, se proyecta que entre 2025 y 2030, cerca del 70 % de la nueva capacidad instalada provenga de energías renovables, principalmente solar fotovoltaica y eólica, acompañada de almacenamiento e infraestructura moderna.
La estrategia se sustenta en el Plan de Fortalecimiento y Expansión del Sistema Eléctrico Nacional 2025–2030, que incluye la ejecución de 21 nuevos proyectos de generación, distribuidos en siete parques eólicos, nueve solares y cinco de ciclo combinado, además de una serie de desarrollos tecnológicos en baterías y sistemas de almacenamiento.
La inversión pública para este plan asciende a 8177 millones de dólares estadounidenses, destinados a 275 nuevas líneas de transmisión y 524 obras adicionales en subestaciones eléctricas, lo que permitirá fortalecer la Red Nacional de Transmisión y mejorar la calidad y cobertura del servicio. Con estas obras, se estima que se beneficiarán 50 millones de personas en diferentes regiones del país.
Además de ampliar la generación limpia, la NDC 3.0 enfatiza la necesidad de retirar progresivamente las centrales convencionales de bajo desempeño ambiental, como parte de una transición justa. El documento señala que se desarrollará un plan para la sustitución estratégica de centrales termoeléctricas, que incluirá la remediación de suelos contaminados, el manejo seguro de materiales peligrosos y garantías para la seguridad del personal y las comunidades.
“Identificar oportunidades para la sustitución progresiva del combustóleo por gas en la generación de electricidad” es una de las acciones contempladas, en línea con la necesidad de disminuir la intensidad de carbono del sistema.
En paralelo, se impulsa la generación distribuida como vía para descentralizar la producción de energía y empoderar a las comunidades. La NDC establece metas concretas para incrementar esta tecnología en usuarios comerciales y residenciales de baja tensión. Esta estrategia se complementa con un programa de instalación de paneles solares para viviendas en el norte del país, enfocado en la democratización del acceso a energías limpias.
En el marco del Plan México, se integrará un portafolio inicial de 100 proyectos orientados a la ampliación y modernización de la red eléctrica. A su vez, se implementarán programas de acceso universal a la energía, con el fin de llevar electricidad a más de 500,000 hogares para 2030 y alcanzar una cobertura nacional del 99 %.
La dimensión industrial también ocupa un lugar central en la estrategia nacional. La NDC 3.0 propone mejorar el desempeño ambiental del sector productivo mediante medidas como la electrificación de procesos industriales, el uso de fuentes biogénicas y combustibles alternativos, y el fortalecimiento de la eficiencia energética y la circularidad de materiales.
El Gobierno subraya que estas transformaciones se llevarán a cabo en estrecha colaboración con el sector privado, promoviendo la modernización tecnológica e impulsando soluciones innovadoras que contribuyan a reducir la huella ambiental.
Además, el plan advierte que México está aumentando a una tasa de 3.2 ºC por siglo, más rápido que el promedio mundial, lo cual representa una llamada de atención para actuar con urgencia. En ese sentido, la transición energética se presenta no solo como una medida climática, sino también como motor de desarrollo económico, justicia social y soberanía energética.
En conjunto, la NDC 3.0 articula una política climática que apuesta por un modelo energético renovable, inclusivo y tecnológicamente avanzado. Con metas concretas, inversiones claras y una visión de largo plazo, México reafirma su compromiso por la transición energética.
Los 37 aerogeneradores de última tecnología que conformarán el parque eólico Caravelí, el más grande de la región Arequipa, llegaron al Perú desde China y México hasta el puerto de Paracas, informó la compañía Celaris Energy.
La CEO de Celaris Energy, María del Pilar Matto, señaló que el proyecto avanza conforme al cronograma establecido y ha superado el 56 % de ejecución, consolidándose como la iniciativa de generación eólica de mayor escala en Arequipa. La ejecutiva indicó que este arribo refleja el compromiso de la compañía con el desarrollo de infraestructura renovable de gran escala y alto impacto bajo estándares internacionales, contribuyendo de manera decisiva a la transformación estructural del sistema energético peruano.
“Esta operación constituye un desafío logístico de alta complejidad, debido al traslado de componentes de gran dimensión a lo largo de más de 342 kilómetros de rutas con condiciones geográficas y operativas heterogéneas. Su ejecución ha demandado una planificación detallada, una articulación interinstitucional eficiente y la aplicación de capacidades técnicas especializadas necesarias para desarrollar infraestructura renovable de gran escala, como lo es Caraveli”, resaltó Matto.
La ejecutiva señaló que el proyecto ubicado en el distrito de Lomas, provincia de Caravelí es uno de los desarrollos de energía renovable en ejecución más relevantes en el Perú, pues demandará una inversión de alrededor US$ 240 millones, para lograr una capacidad instalada de 218 MW, lo que permitirá una generación estimada mayor a los 600 GWh anuales.
“Este hito marca una nueva etapa en la diversificación de la matriz energética del Perú, impulsando un modelo más limpio, competitivo y alineado con los objetivos de descarbonización nacional. Para nosotros, es motivo de orgullo aportar al desarrollo del Perú con infraestructura moderna y sostenible, capaz de generar valor económico, social y ambiental en el largo plazo”, afirmó Matto.
Finalmente, la CEO de Celaris Energy destacó que el parque eólico Caravelí operará con energía certificada bajo el estándar International Renewable Energy Certificate (I-REC), un sello reconocido a nivel global que acredita el origen 100 % renovable de la generación eléctrica. Esta certificación respalda la trazabilidad y transparencia del proceso, garantizando que cada megavatio producido proviene de fuentes limpias y está libre de emisiones de gases de efecto invernadero, reafirmando así el compromiso de la compañía con una operación responsable y sostenible.
Datos:
En 2025, Perú cuenta con 10 parques eólicos en operación, que en conjunto suman una capacidad instalada de 1.015 MW.
Estas centrales eólicas se ubican principalmente en la costa y sierra del país, en regiones como Ica, La Libertad, Piura y Arequipa.
La energía eólica aporta 6,5 % de la matriz eléctrica nacional.
El Perú tiene un potencial eólico de 20 GW, del cual solo se aprovecha el 5 %.
El sistema eléctrico atraviesa una evolución sin precedentes, impulsado por dos transformaciones simultáneas: la penetración masiva de recursos distribuidos, que exige una operación mucho más compleja con un papel central de la digitalización, y un aumento histórico de la demanda eléctrica que se evidencia por el aumento de las solicitudes de acceso y conexión. Este es el contexto que han descrito los participantes en la jornada organizada por la Asociación de Empresas de Energía Eléctrica (aelēc) en Genera 2025.
La presidenta de aelēc, Marina Serrano, inauguró la jornada subrayando que vivimos un momento crítico para el éxito de la transición energética. A continuación, consultores de EY y del IIT presentaron un estudio que proyecta la demanda eléctrica y las necesidades de inversión en redes de distribución en España para la próxima década.
El informe señala que la demanda podría crecer entre un 33% y un 54% en 2030 respecto a 2025, impulsada por la electrificación industrial, el vehículo eléctrico y nuevas demandas, como las de los centros de datos. A su vez, las necesidades de inversión en red se sitúan entre los 4.500 y 6.300 millones de euros anuales a 2030, niveles de inversión coherentes con el límite establecido en el proyecto de Real Decreto del Gobierno anunciado en septiembre.
La primera mesa de debate, ‘Electrificación y redes: un binomio para el crecimiento económico’, permitió a la industria y a los centros de procesamiento de datos (Pedro González, Director General de AEGE y Begoña Villacís, Directora Ejecutiva de Spain DC) exponer el desafío que supone para su competitividad el acceso y conexión a las redes. Las distribuidoras, por su parte, representadas en esta mesa por Irene Bartol, Secretaria General de ASEME y Marta Castro, Directora de Regulación de aelēc, subrayaron que la electrificación sólo será viable si se acometen inversiones urgentes en digitalización y refuerzos de capacidad.
Asimismo, insistieron en que más del 80% de los nudos de distribución están saturados y que, sin un marco retributivo alineado con la realidad inversora no será posible absorber nuevas cargas industriales, almacenamiento, autoconsumo ni puntos de recarga. Asimismo, destacaron la importancia de una planificación ágil, de eliminar cuellos de botella administrativos y de avanzar en mecanismos que permitan ordenar y priorizar las solicitudes de acceso y conexión.
En la segunda mesa, ‘Integración de las renovables y seguridad de suministro’, almacenistas, distribuidores y productores coincidieron en que la seguridad del suministro es pieza clave para mantener el impulso de las energías renovables. También resaltaron la necesidad de dotar al sistema de los medios técnicos y regulatorios que faciliten el control de tensión y garanticen una operación segura y eficiente. Participaron la Subdirección General de Energía del Ministerio para la Transición Ecológica, AEPIBAL, CIDE, APPA y aelēc.
José María González Moya (APPA) puso de manifiesto la necesidad de ser diligentes en habilitar a las renovables para que puedan aportar control dinámico de tensión. De hecho, afirmó que desde APPA han propuesto medidas al Operador del Sistema para agilizar la acreditación de las instalaciones. Néstor Cortés (Subdirector General Adjunto de Energía Eléctrica del Ministerio para la Transición Ecológica y Reto Demográfico) destacó que en el corto plazo las prioridades regulatorias deben centrarse en el adecuado funcionamiento de los servicios de balance con el fin de asegurar la estabilidad operativa del sistema. En el medio y largo plazo, subrayó la necesidad de reforzar la flexibilidad y la firmeza del mix energético.
Asimismo, apuntó la conveniencia de avanzar en el diseño de un mercado de capacidad que actúe como complemento del mercado de energía, aportando señales de inversión sólidas y de largo plazo que garanticen la rentabilidad y la adecuada cobertura de capacidad. Todo ello, con el objetivo último de preservar la seguridad de suministro, asegurando al mismo tiempo la plena coherencia con la política energética y los objetivos de transición ecológica.
Desde AEPIBAL, Luis Marquina destacó el papel creciente del almacenamiento como herramienta estructural para la seguridad de suministro y para la integración eficiente de renovables, señalando que la falta de mercados de capacidad bloquea el despliegue del almacenamiento. Además, comunicó la necesidad de agilidad el proceso de permitting. Por su parte, Leonardo Hervás, de CIDE, apuntó que la integración segura del volumen de renovables previsto exige que la red disponga tanto de infraestructura física como de capacidades operativas avanzadas. La digitalización es básica para las redes, aporta visibilidad de la red y habilita la flexibilidad tanto propia del distribuidor como de usuarios a la red, por lo que da un plus de capacidad sólo por existir.
Finalmente, Marta Castro, de aelēc, señaló que el control dinámico de tensión es una asignatura pendiente y subrayó la necesidad de implementar sin demora el nuevo Procedimiento de Operación 7.4, que permitirá a las renovables contribuir de forma activa a la estabilidad del sistema. Adicionalmente, tanto la puesta en marcha del P.O. 7.4 como el cumplimiento de la planificación de herramientas de control de tensión por parte del Operador del Sistema es esencial para reducir al mínimo la operación reforzada, que encarece los costes del sistema y limita la integración renovable.
El encuentro ha servido para que aelēc y el resto de entidades y asociaciones participantes hayan podido ratificar la importancia del diálogo entre todos los agentes como palanca indispensable para una transición energética sólida y competitiva.
Con una trayectoria consolidada en energías renovables, Growatt integra el PVBook 2025, el catálogo digital de Energía Estratégica que reúne a los principales actores del sector solar. En este espacio, la compañía presenta una oferta compuesta por microinversores monofásicos, inversores string trifásicos y baterías de litio LFP, pensada para atender las necesidades del segmento residencial y comercial con equipos de alto rendimiento, eficiencia y respaldo técnico.
El enfoque de Growatt se orienta a la eficiencia energética, la compatibilidad con múltiples configuraciones y la certificación internacional de sus tecnologías.
En el segmento de microinversores, la compañía ofrece el NEO 2500M-X2, un equipo monofásico con potencia nominal de salida de 2.5 kW, diseñado para operar en un rango de voltaje de entrada de 16 a 60 V. Este modelo soporta una corriente máxima de entrada de 18 A y un rango MPPT de 16 a 55 V, logrando una eficiencia máxima del 96.5% y una eficiencia MPPT del 99.5%. Está optimizado para instalaciones solares distribuidas, ofreciendo seguimiento MPPT independiente por módulo y una arquitectura de fácil integración.
Para proyectos comerciales, Growatt presenta el MID 30-50KTL3-X2, un inversor string trifásico con versiones de 30 kW a 50 kW. Este modelo admite un rango de voltaje de entrada de 200 a 1100 V, con un rango de operación MPPT entre 200 y 1000 V. Soporta corrientes máximas de 32 A o 48 A, con hasta 4 MPPTs, y alcanza una eficiencia máxima del 98.8%, con una eficiencia MPPT del 99.9%. Su diseño robusto y su flexibilidad de configuración lo convierten en una opción confiable para sistemas de mayor escala.
En almacenamiento, la firma destaca la batería Hope 5.0L-B1, una unidad de litio tipo LFP con capacidad nominal de 5.0 kWh y voltaje de 51.2 V. Está diseñada para conexión en paralelo, con más de 6.000 ciclos de vida útil y una profundidad de descarga del 98%. Su corriente máxima de carga es de 100 A, y cuenta con certificaciones IEC 62619, UN38.3 y RoHS. Sus dimensiones compactas (440 × 480 × 130.5 mm) y peso de 43+2 kg facilitan su instalación en espacios reducidos.
Estas soluciones están pensadas para integrarse de manera versátil en instalaciones de distinta escala, ofreciendo fiabilidad operativa, eficiencia energética y compatibilidad con los requerimientos técnicos del mercado latinoamericano.
Reconocimientos internacionales y posicionamiento regional
En 2024, Growatt fue reconocida por S&P Global como proveedor Tier 1 de inversores fotovoltaicos, una distinción que considera la solidez financiera y la participación en proyectos bancables. Asimismo, recibió por octavo año consecutivo el premio Top Brand PV de EUPD Research, basado en encuestas realizadas a distribuidores e instaladores en seis mercados, incluyendo América Latina.
Su participación en el 6º Congreso Internacional de Energía, Gas y Petróleo también reflejó su compromiso con la transición energética, presentando soluciones orientadas a la optimización del consumo y la reducción de la dependencia de la red mediante el almacenamiento inteligente.
La presencia en el PVBook 2025, junto a su reconocimiento global y su portafolio tecnológico actualizado, refuerzan el rol de Growatt como un proveedor estratégico para proyectos solares en la región. Su propuesta combina eficiencia, certificaciones internacionales y adaptabilidad, elementos clave para el desarrollo sostenido del mercado fotovoltaico latinoamericano.
El petróleo crudo sudamericano deberá encontrar nuevos mercados en respuesta al declive de la demanda en la costa oeste de los Estados Unidos. A los cierres efectivos y anunciados de refinerías en California se añade un reemplazo de los crudos sudamericanos por crudo canadiense. Frente a este proceso que luce irreversible, mercados como la India y China presentan importantes oportunidades para las productoras en Vaca Muerta y otros países de la región.
Valero Energy tiene programado el cierre de su refinería en Benecia para abril próximo y evalúa el futuro de otra más en Wilmington. Phillips66 terminará de cerrar en diciembre la operatoria de una refinería en Los Ángeles. La capacidad instalada total de estas refinerías asciende a 364.000 barriles por día, lo que potencialmente representa la pérdida del 17% de la capacidad de refinación en California, apuntaron analistas de la industria en el Argus Argentina Energy Forum organizado por Argus.
Al cierre de refinerías se suma la creciente oferta de crudo proveniente de Canadá. La expansión del oleoducto Trans Mountain (TMX) incrementó la capacidad de transporte de 390.000 a 890.000 bpd. El dato central detrás de esta expansión fue que habilitó la exportación de crudos más ligeros del Canadá a la costa oeste de EE.UU., desplazando a los crudos sudamericanos.
Un ejemplo práctico de este desplazamiento fue la reducción de las compras de crudo argentino Medanito por parte de la refinería de Anacortes en Los Ángeles, operada por Marathon. Anacortes redujo las importaciones de crudo Medanito en un 47% entre mayo y junio de este año comparado con el mismo período del año anterior.
«Esos nuevos 500.000 los dedican al crudo pesado y los 390.000 que ya existían los dedican a los crudos más livianos. Con esa introducción de nuevos volúmenes, vemos que volúmenes de otros países no entraban en California, y el cambio se nota rápidamente en los crudos. En Anacortes, que es la refinería de Marathon, vimos que se redujo el volumen de Medanito. Este es un patrón que no es único para el Medanito, se produce en todas las regiones de Latinoamérica», expuso Gustavo Vasquez, manager editorial para las Américas de Argus.
Asia, el mercado para el crudo de Vaca Muerta
En contraste, mercados asiáticos como la India y China presentan condiciones atractivas para el Medanito y otros crudos de Sudamérica, aunque el costo elevado de los fletes sigue siendo una limitante.
La India incrementó sus compras a Rusia luego de la invasión a Ucrania, aprovechando los descuentos en el precio del crudo ruso generados por las sanciones económicas de Europa y los EE.UU. Solo en septiembre importó 1,8 millones de bpd originados en Rusia, de los cuales 1,3 millones son barriles de los Urales, un crudo mediano. El resto son barriles de un crudo más ligero, similar al Medanito.
Pero ese flujo ahora está bajo tensión producto de las recientes sanciones contra las petroleras rusas Rosneft y Lukoil y la presión de la administración de Donald Trump para que la India disminuya sus compras de crudo ruso. «Vemos que India empieza a cambiar su comportamiento y busca crudo parecido en otra región. Vemos que Indian Oil Corporation, uno de los grandes refinadores en India, sacó una licitación para comprar 24 millones de barriles en total en las Américas durante el primer trimestre del año que viene», dijo Vasquez.
Por el lado de China, el principal país importador de crudo del mundo ha diversificado su suministro. «China compra en donde sea y compran en base a cualquier marcador. No discriminan entre ICE Brent, Dated Brent, WTI, Dubai. Eso siempre me parece interesante porque yo sé que hay compradores que dicen que solo compran en base a un marcador tradicional. Los chinos no son así», explicó.
Ante una consulta de EconoJournal, el especialista de Argus explicó que el costo elevado de los fletes impacta en el aprovechamiento de esa oportunidad. «El problema es la distancia, en donde entra el tema del flete, que para los productores ahora está muy alto. Pero todo esto es en ciclo, el flete en algún momento va a bajar y cuando eso ocurra verá que los crudos de Latinoamérica van a llegar a sitios en Asia a unos precios más competitivos y ahí van a entrar en juego», concluyó Vasquez.
La Secretaría de Energía informó que en los primeros diez meses del 2025, el país alcanzó un saldo comercial energético positivo de U$S 6.068 millones, mientras que en los 12 meses del año pasado había sido U$S 5.668 millones.
“El sector energético sigue impulsando el crecimiento de la economía”, remarcó.
El país asiático avanza en el desarrollo de buques portacontenedores propulsados por reactores nucleares de torio, una tecnología más segura, eficiente y sostenible que promete reducir costos, eliminar el repostaje y transformar la logística global.
China dio un paso decisivo hacia la transformación del transporte marítimo al presentar un ambicioso proyecto para construir gigantescos buques de carga impulsados por reactores nucleares de torio. Considerado por muchos expertos como una alternativa más segura que el uranio, este metal abundante y menos radiactivo vuelve a ubicarse en el centro de la innovación energética, ahora aplicado a la navegación comercial.
La iniciativa, basada en reactores de sales de torio (TMSR) de 200 MW de potencia térmica, coloca a estos futuros portacontenedores en la misma liga tecnológica que los submarinos nucleares más avanzados de Estados Unidos. Pero con una ventaja central: un funcionamiento más simple, eficiente y ecológico. A diferencia de los reactores convencionales, los TMSR no requieren complejos sistemas de refrigeración ni dependen del agua para operar, lo que reduce los costos y disminuye drásticamente los riesgos de accidente.
El desarrollo marca un cambio de paradigma en un sector que depende históricamente de combustibles fósiles. El nuevo diseño permitirá construir buques capaces de transportar entre 14 y 15 mil contenedores TEU sin necesidad de repostar durante décadas. La tecnología de reactores modulares pequeños (SMR), combinada con sales fundidas que autorregulan el calor y funcionan a presión atmosférica, garantiza un nivel adicional de seguridad al eliminar el riesgo de explosión por vapor.
La adopción de buques portacontenedores impulsados por reactores de torio también tendría un efecto significativo en los puertos marítimos, donde el impacto ambiental suele concentrarse por la alta demanda de combustibles fósiles y las emisiones asociadas. Al eliminar la necesidad de repostar y reducir drásticamente la liberación de gases contaminantes, estos buques disminuirían la presencia de partículas en suspensión, óxidos de nitrógeno y dióxido de carbono en las zonas portuarias, mejorando la calidad del aire para trabajadores y comunidades cercanas. Además, la menor frecuencia de operaciones de abastecimiento reduciría el riesgo de derrames y la presión sobre las infraestructuras portuarias, permitiendo puertos más limpios, seguros y adaptados a un modelo logístico de bajas emisiones.
Para reforzar la protección, el sistema incorpora un blindaje doble de acero inoxidable y agua ligera, lo que impide fugas de radiactividad. Además, el novedoso sistema de propulsión basado en CO₂ supercrítico mejora la eficiencia térmica en un 5 por ciento respecto a los motores convencionales. Todo el conjunto, compacto y de larga vida útil, fue desarrollado por la empresa surcoreana HD KSOE, filial de Hyundai, que eligió el torio por su disponibilidad, menor radiactividad y capacidad de aprovecharse casi en su totalidad durante la fisión.
El impacto económico y ambiental podría ser profundo. La eliminación del repostaje liberaría espacio a bordo, aumentaría la capacidad de carga y reduciría los costos operativos. Al mismo tiempo, la operación sin emisiones permitiría al sector cumplir con las metas de descarbonización de la Organización Marítima Internacional para 2050, convirtiendo al transporte marítimo en una actividad más limpia y sostenible.
Mientras China avanza en un campo en el que Estados Unidos fracasó tras gastar 9.000 millones de dólares en una central SMR que nunca llegó a operar, el gigante asiático apuesta a convertir el torio en la piedra angular de la nueva logística global. Si el proyecto prospera, podría marcar el inicio de una era en la que los océanos se recorran con buques capaces de navegar durante décadas sin una sola parada para combustible.
Queda menos de una semana para Future Energy Summit (FES) Chile. La ciudad de Santiago será sede por cuarto año consecutivo de la gira de encuentros de profesionales del sector, consolidando su posición como el evento más importante de Hispanoamérica en materia de energías renovables y almacenamiento energético.
Bajo la premisa Renewables & Storage, la agenda reunirá a las empresas más influyentes del sector, autoridades de alto rango y actores clave que delinean las decisiones estructurales de inversión y desarrollo en América Latina. De modo que se esperan cientos de participantes y una destacada agenda de networking, donde representantes del sector público y privado intercambiarán posiciones técnicas, regulatorias y de mercado.
Uno de los momentos más esperados será el panel de CEOs titulado “Visión de los grandes inversionistas del sector energético del Cono Sur”, que reunirá a máximos referentes corporativos para compartir su perspectiva sobre el desarrollo renovable y la integración de sistemas de almacenamiento en la región. Participarán:
Además, se destaca la participación de Luis Felipe Ramos Barrera, subsecretario de Energía de Chile, quien asistirá al desayuno exclusivo de networking VIP del segundo día del evento, espacio reservado para encuentros de alto nivel entre funcionarios y ejecutivos del sector privado.
El funcionario de la cartera energética chilena se encargará de la apertura de la Experiencia BESS, tecnología que gana protagonismo como pilar operativo de la transformación energética regional, siendo Chile pionera en la materia con más de 1800 MW operativos y la proyección de superar los 8 GW en 2027, que le permitiría anticiparse a metas oficiales.
Este crecimiento no solo es técnico: también empieza a mostrar resultados económicos concretos. Según fuentes oficiales, la incorporación de baterías ya permitió reducir en hasta USD 100/MWh el costo marginal solar en determinadas subestaciones del sistema eléctrico, un dato que reconfigura las proyecciones de rentabilidad para los nuevos desarrollos.
El diálogo público-privado continuará durante FES Chile, con un panel de apertura en el segundo día, en alianza con la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE), que abordará la visión energética de los gobiernos del Cono Sur, con la participación de:
Mauricio Bejarano – Viceministro de Minas y Energía – Paraguay
María Helena Lee – Jefa División Planificación Estratégica – Ministerio de Energía de Chile
Agustín González – Gerente de Eficiencia Energética – Dirección Nacional de Energía Uruguay
Antonio Milanese – Subsecretario de Transición y Planeamiento Energético – Argentina
Andrés Rebolledo – Secretario Ejecutivo – OLADE
Otro foco de análisis será el avance de las licitaciones a nivel regional. Por lo que los procesos tendrán un rol clave en la discusión sobre la evolución del mix energético, la bancabilidad de nuevos contratos y la participación de tecnologías de almacenamiento en el sistema.
La edición 2025 de FES Chile también estará respaldada por un sólido grupo de empresas patrocinadoras. Se destacan Sungrow; CATL (firma que será Storage Elite Partner de FES), JA Solar, HuaweiTrina Solar, NextPower y empresas como Canadian Solar, Yingli Solar, ZNShine Solar, Nordex, Black & Veatch, Solar Steel, Elecnor Chile y Siemens.
A ellos se suma el acompañamiento de BLC Power Generation, Forbis, Alurack, Great Power y Generadora Metropolitana, como también aliados estratégicos como GPM, Agencia Pólux, ACERA, OLADE y Generadoras de Chile.
Además, el evento también reafirmará su identidad institucional y compromiso con la equidad. Y cabe recordar que en 2024, Future Energy Summit fue distinguido con el sello «Las Mujeres Suman», otorgado por el Ministerio de Energía de Chile, en reconocimiento a su impulso por la igualdad de género en la industria.
FES es liderado por un equipo multicultural, integrado mayoritariamente por mujeres profesionales, que trabajan por acelerar la transición energética en América Latina desde una visión técnica e inclusiva.
Con entradas disponiblesy transmisión en vivo a través de sucanal oficial de YouTube, FES Chile será el escenario donde se construyan acuerdos, se analicen políticas de largo plazo y se tracen las estrategias que guiarán el futuro energético del Cono Sur.
El economista analizó el presente económico del país, habló sobre la “nueva etapa” del gobierno de Javier Milei y lanzó un alentador mensaje.
En un escenario político más estabilizado tras las elecciones legislativas de octubre, el economista Ricardo Arriazu, uno de los más escuchados por el establishment, analizó el presente económico del país, habló sobre la “nueva etapa” del gobierno de Javier Milei y lanzó un alentador mensaje.
“Se tranquilizó la parte política, hasta hubo dictamen para tratar el Presupuesto y además vino la ayuda de Estados Unidos, que no es para gastar, sino para enfrentar los problemas de liquidez de corto plazo que tiene Argentina por la desconfianza”, planteó el economista en una entrevista con Canal C Argentina.
“Esa combinación es buenísima y puede ser que Argentina de una vez por todas aproveche las oportunidades que tiene, porque somos el país de las oportunidades perdidas”, sentenció.
Para Arriazu, lo más importante del Presupuesto es que haya superávit fiscal. “La clave y lo más importante que hizo este gobierno es el equilibrio fiscal”, consideró.
En este sentido, apuntó que la Argentina desde la década del ’40 “siempre tuvo déficit fiscal, aunque eran moderados”, y a veces, “exagerados”.
“La base de la economía es la confianza. Con confianza se gasta, se invierte, se crece y producimos. Con desconfianza tratamos de mantener lo que tenemos, proteger lo que tenemos, dejamos de gastar y se produce un círculo vicioso. Todo lo que pasó con la caída de la actividad desde el mes de abril es desconfianza. Los primeros datos de octubre ya muestran confianza”, advirtió.
El reconocido economista observó que desde el 80 hacia acá, “Argentina tuvo 20 años de crecimientos negativos, todos asociados a crisis de balanza de pagos, a gente queriendo irse del peso a comprar dólares”.
“Si uno evitara esas crisis, se duplicarí la tasa de crecimiento”, aseguró.
“Se alinearon los planetas”, según Arriazu
Por otro lado, consideró que “estamos en una coyuntura donde se alinearon los planetas”.
“Tenemos el 70% de los Andes, es imposible que no haya minerales en Argentina. Están todos los nuevos descubrimientos que están haciendo sobre el cobre, que va a ser el factor escaso. Filo del Sol dicen que es el mayor descubrimiento mundial en 30 años. A la par está José María, y siguen explorando para el norte y a 1200 metros de profundidad todavía siguen encontrando”, enumeró.
