El Gobierno de Río Negro celebró la firma del Acuerdo de Ingeniería Final entre YPF y la empresa italiana Eni, que impulsa el desarrollo del proyecto Argentina LNG, la iniciativa que permitirá exportar Gas Natural Licuado (GNL) desde la costa rionegrina y consolidar el papel estratégico de la provincia en el futuro energético del país.
La firma de este acuerdo, presentado como Technical FID (decisión final de inversión técnica, por su sigla en inglés), representa la definición final de los planos y los aspectos técnicos más finos del proyecto: definir un diseño detallado, los costos estimados y el cronograma de la inversión. Si bien no implica todavía el compromiso de inversión definitivo, deja todo listo para que los directorios de las compañías avancen hacia esa decisión.
La alianza prevé una producción de 12 millones de toneladas anuales de GNL y exportaciones estimadas en U$S14.000 millones por año, a partir de un sistema integrado que conectará Vaca Muerta con la costa de Río Negro, desde donde se realizarán las exportaciones.
El Gobernador Alberto Weretilneck destacó la importancia estratégica de esta etapa para el desarrollo nacional y regional. “Nuestra provincia tiene un rol clave en esta transformación energética. El gas que sale de la tierra patagónica será la base de una nueva etapa de crecimiento y generación de empleo”, expresó.
El proyecto incluye el diseño de unidades flotantes de licuefacción, plantas de tratamiento de gas y un gasoducto troncal que unirá Neuquén con la costa rionegrina. En esta fase, YPF y Eni avanzan con la ingeniería técnica y abren la posibilidad de sumar a otras compañías líderes del mercado energético global.
Cuando alcance su etapa plena, Argentina LNG podría expandir su producción a 18 millones de toneladas anuales, generando exportaciones por hasta U$S20.000 millones. Este desarrollo representa un hito para la industria energética de América Latina y un punto de inflexión para la soberanía energética argentina.
Para Río Negro, se trata de una oportunidad histórica de desarrollo territorial, con inversiones que impulsarán empleo calificado, infraestructura logística, portuaria y de servicios, además de fortalecer el entramado productivo provincial.
“El país inicia una nueva etapa de desarrollo energético y Río Negro será protagonista. Estamos cumpliendo lo que prometimos: transformar los recursos en trabajo, oportunidades y crecimiento para nuestras pymes y para nuestra gente”, remarcó el Gobernador.
Tras más de un siglo dependiendo de generadores a combustibles fósiles, las localidades de Jaramillo y Fitz Roy celebran un hito trascendental: a partir de hoy, ambas comunidades están oficialmente conectadas al Sistema Interconectado Nacional, asegurando un suministro eléctrico estable, eficiente y sustentable.
Esta transformación fue posible gracias a una obra impulsada por el Gobierno de Santa Cruz a través de Servicios Públicos Sociedad del Estado, el Ministerio de Energía, en conjunto con la empresa PCR (Petroquímica Comodoro Rivadavia) y la empresa TRAMPA S.A., prestadora del servicio de transporte eléctrico en la región patagónica. El proyecto fue ejecutado con el acompañamiento de la constructora Sowic y el respaldo de la presidenta comunal de Jaramillo-Fitz Roy, Ana María Urricelqui.
La intervención incluyó
-La instalación de nuevo equipamiento en la Estación Transformadora Bicentenario.
-La reparación integral de 17 kilómetros de línea de transmisión.
-La renovación completa del Centro de Distribución de Jaramillo.
Esta obra, financiada por PCR en el marco de su programa de Responsabilidad Social Empresaria, no solo garantiza energía confiable para más de 800 habitantes, sino que también marca un antes y un después para la región: mejora la calidad de vida, reduce emisiones contaminantes y sienta las bases para nuevas inversiones, desarrollo turístico y mejores servicios públicos.
En el marco del acuerdo entre organismos provinciales, se estableció una cooperación estratégica entre Servicios Públicos Sociedad del Estado (SPSE) y FOMICRUZ S.E. para el uso compartido de recursos operativos, maquinaria y personal, a fin de optimizar tareas y fortalecer la infraestructura pública en la región.
Ambas entidades se comprometieron a trabajar de manera coordinada, respetando protocolos de seguridad, normativas laborales y procedimientos internos, garantizando así una implementación eficiente y segura de los trabajos futuros.
El nuevo sistema está compuesto por una línea de 33 kilovoltios que conecta el interconectado provincial con Jaramillo, y una línea de 13,2 kilovoltios que extiende el servicio hasta Fitz Roy, garantizando energía estable, menores costos y mejor calidad de servicio para los vecinos.
Este logro demuestra, una vez más, que cuando el sector público y privado trabajan unidos, los sueños de las comunidades se convierten en realidad.
Buenos Aires fue sede de la Jornada Federal de Planificación Estratégica, organizada por el Consejo Federal de Inversiones (CFI), donde Río Negro, representada por su Secretario de Energía Eléctrica, Néstor Pérez, defendió una planificación energética federal con voz activa de las provincias.
La jornada reunió a autoridades provinciales y equipos técnicos para avanzar en el diseño de la Estrategia Federal Energética (EFE), una iniciativa que busca integrar producción, consumo y territorio con una mirada de largo plazo.
Acerca del encuentro, Pérez expresó: “Necesitamos espacios como este para planificar con seriedad el desarrollo energético y acompañar el crecimiento de nuestras actividades productivas. Cada provincia tiene sus desafíos y potencialidades, y en la Patagonia compartimos muchas realidades que ya venimos trabajando en conjunto”.
Río Negro cuenta con su propio Plan Director Eléctrico, una hoja de ruta estratégica que guía las inversiones y decisiones en infraestructura energética, pero desde la Provincia advierten que no alcanza con la planificación local.
“Es clave que el país tenga un norte claro en materia energética, con una visión federal donde se escuche a los territorios. Hoy eso no ocurre. Por eso estos encuentros son tan valiosos: porque permiten poner en común las necesidades reales de las provincias y construir consensos”, afirmó Pérez.
Esta estrategia de trabajo comenzó a delinearse con una prueba piloto en la Región Litoral, y se espera que en los próximos meses se amplíe a otras regiones, incorporando las particularidades de cada jurisdicción.
La participación se enmarca en una agenda sostenida de la Provincia en ámbitos de articulación federal impulsada por el Gobernador Alberto Weretilneck, con el fin de consolidar es rol de Río Negro con un actor clave en el desarrollo energético, científico y productivo.
Los gobernadores que integran Provincias Unidas se reunieron este jueves en la provincia de Jujuy con el objetivo de fortalecer la construcción política de un “espacio federal” que se consolida como “alternativa de gobierno en todo el país”.
“Hay una Argentina distinta posible, que no es la del kirchnerismo, pero tampoco es la del Gobierno nacional, que se desentiende de la mayoría de los temas”, afirmó el gobernador de Santa Fe, Maximiliano Pullaro durante la cumbre jujeña.
En este sentido, el mandatario santafesino agregó que se trata de un “espacio de gente que trabaja para resolver los problemas de la gente, que no tenemos que hacer un festival de rock para sentirnos una estrella”, deslizó en referencia a la presentación de Javier Milei en el Movistar Arena.
El anfitrión del encuentro fue el gobernador de Jujuy, Carlos Sadir, quien expresó su preocupación por la “desconexión” que existe entre el Gobierno nacional y las necesidades de las provincias.
Por su parte, Martín Llaryora (Córdoba) resaltó la búsqueda de “un modelo de país que genere producción y empleo” y remarcó que “el desarrollo en Argentina es desigual porque nunca se pensó más allá de Capital Federal”.
En tanto, otros gobernadores también compartieron sus visiones: Ignacio Torres (Chubut) indicó que “la verdadera movilidad ascendente se da con trabajo, no con asistencialismo”, mientras que Gustavo Valdés (Corrientes) sostuvo que “Provincias Unidas es el único camino para construir un país federal, que logre consenso y progreso”.
Asimismo, el gobernador electo de Corrientes, Juan Pablo Valdés, planteó que el frente “representa los intereses de los trabajadores y dialoga con todos los sectores productivos”.
Durante la jornada, los mandatarios recorrieron el Parque Solar de El Pongo, participaron de reuniones con empresarios mineros e industriales y encabezaron un acto en la capital jujeña, donde reafirmaron su compromiso con la “productividad, el trabajo y el federalismo” de cara a las elecciones legislativas del 26 de octubre.
En el encuentro también participaron el vicegobernador de Jujuy, Alberto Bernis, el exgobernador Gerardo Morales y la candidata a diputada nacional por Jujuy, María Inés Zigarán.
La petrolera argentina YPF y la italiana ENIfirmaron el cierre técnico de un megaproyecto para producir y exportar 12 millones de toneladas de GNL por año de gas natural licuado (GNL) desde Vaca Muerta, con una proyección de exportaciones de GNL y líquidos asociados que podría alcanzar los u$s 14.000 millones al año.
El acuerdo, que surge tras ocho meses de negociaciones y una primera reunión entre Javier Milei, Claudio Descalzi y Horacio Marín, prevé iniciar exportaciones antes de 2029 y alcanzar los 30 millones de toneladas anuales en su primera etapa.
Claudio Descalzi, CEO de ENI -Ente nazionale idrocarburi- y Horacio Marín, presidente de YPF, firmaron este viernes 10 de octubre en Buenos Aires el acuerdo de ingeniería final – paso previo a la decisión final de inversión (FID)– para una de las fases del proyecto “Argentina LNG”, que aspira a ser el mayor desarrollo de exportación de GNL en la historia del país.
Un acuerdo estratégico con proyección global
El CEO de ENI, Claudio Descalzi, destacó la importancia del entendimiento alcanzado: “La firma de este proyecto es bastante importante, lo llamamos descripción final del proyecto técnico. Todos los detalles técnicos ya están terminados”. Según explicó, el siguiente paso será lanzar las licitaciones que definirán los costos y las cifras finales de inversión.
Descalzi subrayó que Argentina posee una de las reservas de gas natural más grandes del mundo, comparables a las de Estados Unidos, el principal exportador global. “Vemos los grandes proveedores, EE.UU. es el primero y tiene la misma fuente de reserva que Vaca Muerta”, puntualizó.
El ejecutivo precisó que el desarrollo de este proyecto se centrará inicialmente en una capacidad de 30 millones de toneladas anuales, lo que representa la primera exportación de gas natural licuado de Argentina al mundo.
“Las alternativas para nosotros son Qatar, América del Norte y en América del Sur, Argentina es la única”, señaló Descalzi, al explicar el valor estratégico de esta asociación. Estimó que la inversión “va a hablar de 25 a 30 mil millones de dólares”, y que los fondos serán distribuidos en varias etapas, priorizando una optimización financiera para reducir costos.
Marín añadió que se requerirán USD 15.000 millones adicionales para perforación y expansión de la producción, debido a la necesidad de duplicar la actividad petrolera actual. Según Marín, esto generará 50.000 empleos directos e indirectos.
El CEO de ENI también reveló que “tuvimos la primera reunión con Javier Milei hace un mes, en donde se firmó el primer paso, tras un acuerdo de ocho meses. El equipo de YPF hizo en cuatro meses lo que otros equipos hacen en dos años”. Además, destacó la sintonía entre ambas compañías: “Nuestra cultura es bastante similar: cumplir las metas, ser pragmáticos, trabajar. Todo eso encontramos en YPF”.
Sungrow aprovechó su participación en el Future Energy Summit (FES) Perú 2025 para dejar un mensaje contundente al sector energético nacional: la tecnología de almacenamiento ya está lista para operar durante dos décadas, con respaldo técnico, eficiencia integrada y soporte postventa. La compañía presentó su línea PowerTitan 3.0, una solución diseñada para maximizar el rendimiento de los sistemas BESS en condiciones reales de operación.
“Estamos ofreciendo contratos de mantenimiento a 20 años para nuestros sistemas de almacenamiento. Esto demuestra que confiamos en nuestra tecnología y que queremos acompañar el crecimiento del mercado peruano en el largo plazo”, manifestó Jorge Alvarado, Key Account Manager de Sungrow, durante el Panel 3 del evento.
El directivo remarcó que esta propuesta no solo implica garantía, sino también una estructura pensada para minimizar el OPEX del cliente: sistemas modulares, con todos los componentes en un solo contenedor, “plug and play, con menos ingeniería en sitio y menos horas-hombre”, precisó.
La solución presentada —incluida en el PVBook de la compañía— ofrece distintas configuraciones para atender necesidades específicas: desde sistemas de 1 MWh a 5 MWh por contenedor, con niveles de integración que reducen tiempos de instalación y optimizan el uso del espacio.
“Todo viene listo para operar: inversores, baterías, sistema HVAC y controladores. Esto permite garantizar estabilidad, reducir costos y acelerar la ejecución”, detalló Alvarado.
Además, la empresa diferenció su propuesta de los esquemas clásicos de EPC (Engineering, Procurement and Construction). En lugar de delegar, Sungrow asumió directamente el mantenimiento con contratos de largo plazo, lo que le permitió garantizar el desempeño técnico, gestionar repuestos y reducir los riesgos de obsolescencia.
Modelo híbrido, competitividad y contexto peruano
César Sáenz, Latam Utility & ESS Manager de Sungrow, también participó de FES Perú y reforzó la visión de la compañía al explicar que los proyectos híbridos —combinando fotovoltaico y almacenamiento— son los más rentables bajo las condiciones actuales del mercado.
“El LCOE de un proyecto híbrido hoy es más competitivo porque hay más control sobre los costos y las decisiones técnicas”, afirmó Sáenz. Esto permitió a los desarrolladores optimizar sus inversiones desde la etapa de planificación, sin depender exclusivamente de las condiciones del mercado spot o contratos PPA rígidos.
El ejecutivo también destacó que Sungrow buscó adaptar sus soluciones al contexto normativo y comercial de cada país, y Perú, con la reciente Ley 32249, se perfiló como un escenario favorable para el despliegue de proyectos a gran escala que integren almacenamiento desde el inicio.
Ambos ejecutivos coincidieron en que Perú representa un mercado estratégico en expansión, donde la demanda energética y la transición a fuentes limpias abrirán espacio para nuevos actores, tecnologías y modelos de negocio.
“La aprobación de la Ley 32249 es una señal muy importante para todo el sector. Desde Sungrow, ya estamos listos para responder con tecnología confiable, contratos robustos y presencia local”, concluyó Alvarado.
Con propuestas tecnológicas avanzadas y una política comercial orientada al servicio de largo plazo, Sungrow dejó en claro que no busca solo vender equipos, sino construir relaciones duraderas con los desarrolladores y garantizar la estabilidad de la red en la era solar andina.
América Latina y el Caribe tienen condiciones inigualables para liderar la transición energética global, tanto por su matriz eléctrica altamente limpia como por su creciente peso en la agenda internacional. Así lo sostuvo Espen Mehlum, Head of Energy del World Economic Forum, en entrevista con Energía Estratégica durante la X Semana de la Energía.
“Es una región que tiene la matriz eléctrica más limpia del mundo, con un 70% de renovables en la generación eléctrica”, precisó Mehlum. Países como Uruguay ya alcanzan un 99% y Brasil se aproxima al 90%, cifras muy por encima de los promedios globales.
Desde esta posición de ventaja, el desafío ahora es consolidar ese liderazgo. “Para avanzar al siguiente nivel, se necesita atraer más inversiones y asegurar que el modelo de negocio sea sólido para las empresas”, explicó. El contexto regional, sin embargo, es dispar: “Cada país tiene diferentes costos de capital, mercados energéticos y estructuras regulatorias”, por lo que la estrategia debe ser adaptada a cada caso.
En este sentido, Brasil apareció como un país clave. “Es un mercado enorme y con condiciones para atraer inversión. Pero no es el único. Hay otros países bien posicionados para avanzar también”, señaló el directivo del WEF.
Una región que debe acelerar el ritmo
El World Economic Forum publica anualmente el Global Energy Transition Index, donde evalúa a 118 países en 43 indicadores relacionados con sostenibilidad, seguridad, acceso, políticas, infraestructura, financiamiento y capital humano. “Brasil figura entre los mejores posicionados del mundo”, destacó Mehlum. Sin embargo, el avance general de la región se ha estancado. “Ahora es el momento de empujar la transición con fuerza y de forma integral”, advirtió.
Para el ejecutivo, la transición no depende únicamente del porcentaje de energía limpia, sino también de la capacidad institucional para sostenerla en el tiempo. Políticas claras, marcos regulatorios estables, inversión en talento y tecnología son fundamentales. “¿Tenés el capital humano que se necesita? Esa es una pregunta clave”, planteó.
Otro de los pilares es la cooperación global. “La energía es un tema global. Hay mercados de combustibles, de electricidad y de tecnología que ya están interconectados”, explicó. Por eso, el diálogo entre regiones y el intercambio de políticas públicas son esenciales, tanto para aprovechar sinergias como para abrir nuevos mercados.
Uno de los temas emergentes es el almacenamiento energético. “Es clave para dar estabilidad y flexibilidad al sistema, y para aumentar el valor de las renovables”, afirmó. Aunque las baterías son una opción, también mencionó la hidroelectricidad como forma de almacenamiento eficaz y flexible.
“Lo importante es desarrollar estas capacidades y crear incentivos para que las empresas inviertan en ellas”, apuntó. Como ejemplo, citó el caso de Uruguay, que con una matriz casi totalmente renovable ha logrado una operación eficiente sin depender fuertemente del almacenamiento, gracias a una diversificación de fuentes y una buena interconexión regional.
Finalmente, Mehlum destacó que Brasil está jugando un papel internacional cada vez más relevante. “Han organizado el G20, la COP y lanzado la Coalición Global para la Planificación Energética. Es un ejemplo claro de liderazgo desde la región”, sostuvo. Y concluyó: “El sistema energético global está cambiando. Este es un momento decisivo para que los países latinoamericanos avancen desde una posición de fortaleza”.
Grenergy celebró la ceremonia de colocación simbólica de la primera piedra de la planta híbrida de generación y almacenamiento Monte Águila, situada en El Cabrero, en la Región del Biobío.
Al acto han asistido el ministro de Hacienda, Nicolás Grau; el ministro de Economía, Fomento y Turismo, ÁlvaroGarcía; el ministro de Trabajo y Previsión Social, Giorgio Boccardo; el delegado presidencial regional del Biobío, Eduardo Pacheco; el gobernador de la Región del Biobío, Sergio Giacaman; el alcalde de Cabrero, Yusef Sabag Araneda; además de representantes del sector energético, comunidades locales, trabajadores e invitados especiales.
Monte Águila contempla una inversión cercana a los 300 millones de dólares y contará con una capacidad instalada de 340 MW de energía solar, acompañada por un sistema de almacenamiento en baterías de 960 MWh. La energía generada será inyectada al Sistema Eléctrico Nacional (SEN) a través de la línea de transmisión Santa María–Charrúa, para lo cual se construirá la infraestructura necesaria, incluyendo dos torres eléctricas. Se prevé que la planta esté conectada a principios de 2027.
La planta híbrida de Monte Águila forma parte de la plataforma Oasis Central, impulsada por Grenergy en la zona centro de Chile. Esta plataforma contempla una capacidad proyectada de 1,1 GW de energía solar y 3,8 GWh de almacenamiento, e incluye cinco proyectos: Tamango (Maule), Teno (Maule), Planchón (Maule), Monte Águila (Bío Bío) y Sol de Caone (Maule). El desarrollo se estructura en cinco fases planificadas, todas con fecha de operación prevista para 2027.
Todas las fases ya cuentan con acuerdos de compra de energía (PPAs), incluyendo el primer PPA base load —de suministro continuo 24/7— firmado con Codelco, la empresa estatal chilena y principal productora de cobre a nivel mundial.
Por su parte, el ministro de Hacienda, Nicolás Grau señaló que “estamos muy contentos porque esto es más inversión y más empleos de calidad. La inversión en Chile se está acelerando —este año crecerá más de un 5%—, impulsada principalmente por la minería y la energía. Y lo que vemos hoy en el Biobío es justamente eso: proyectos que combinan energía verde, desarrollo industrial y oportunidades para la región. Nuestro compromiso como Gobierno es seguir impulsando este tipo de iniciativas, que generan empleo, competitividad y dignidad para las personas.”
Asimismo, el ministro de Economía, Fomento y Turismo, Álvaro García, destacó esta nueva obra: “Monte Águila forma parte de los proyectos que impulsamos mediante el Plan de Fortalecimiento Industrial, y colocar hoy su primera piedra es una excelente noticia para la región. Biobío tiene el potencial de consolidarse como un polo estratégico en la producción de energías renovables, y como Gobierno estamos comprometidos a acelerar ese proceso, fortaleciendo el empleo y dinamismo económico para las comunidades locales”.
También, el ministro del Trabajo y Previsión Social, Giorgio Boccardo, expresó que «Estamos muy contentos por estar hoy día colocando la primera piedra de esta planta fotovoltaica, que es parte también de los objetivos priorizados del Plan de Industrialización de la región del Biobío. Contentos también porque en el momento en que se desarrollen las faenas de construcción de la planta se van a generar cerca de mil puestos de trabajo, entre puestos directos e indirectos, y posteriormente va a poder seguir dando oportunidades laborales con puestos de trabajo calificados, que además en un desarrollo que contribuye también a la reconversión de energías renovables para el país”.
Oasis Central tiene como objetivo replicar el exitoso modelo de hibridación desarrollado por Grenergy en Oasis de Atacama, una de las plataformas de baterías más grandes del mundo y la primera en Latinoamérica, ubicada en el norte de Chile. Este proyecto cuenta con una capacidad proyectada de 2 GW y 11 GWh de almacenamiento, y se espera que esté finalizado en 2027, con una inversión total estimada de 2.000 millones de euros.
El éxito de Oasis de Atacama se refleja en el interés que ha despertado entre grandes inversores internacionales como CVC y KKR, así como en el respaldo de 12 importantes bancos internacionales que ya han participado en su financiación.
La Secretaría de Energía convocó, a través de la resolución 388/2025, a Concurso Abierto de Antecedentes para la designación de los miembros del Directorio del ENTE NACIONAL REGULADOR DEL GAS Y LA ELECTRICIDAD, para los cargos de Presidente, Vicepresidente y TRES (3) Vocales.
Un anexo a esta resolución plantea los “Requisitos y condiciones para la presentación de antecedentes de los postulantes al concurso de cargos para la integración del Directorio” del ente ENARGE, que viene a unificar los actuales ENRE y ENARGAS.
Los miembros del Directorio del nuevo Ente deben ser seleccionados entre personas con antecedentes técnicos y profesionales de la industria del gas y de la electricidad.
la R-388 establece que, para la difusión de la convocatoria dispuesta, deberá publicarse el aviso de la misma con citado Anexo en el Boletín Oficial, en el sitio web de esta Secretaría y en DOS (2) diarios de circulación nacional masiva, por un plazo de TRES (3) días hábiles.
En un plazo de VEINTE (20) días hábiles administrativos desde la publicación de este acto, se conformará el Comité de Selección para el análisis y la evaluación de los antecedentes de los postulantes que se presenten en el concurso, cuyos integrantes desempeñarán sus funciones ad honorem, indicó la resolución.
Mediante el Decreto 452 de fecha 4 de julio de 2025 se constituyó el ENTE NACIONAL REGULADOR DEL GAS Y LA ELECTRICIDAD y se estableció que deberá comenzar a funcionar dentro de los CIENTO OCHENTA (180) días corridos desde la publicación del citado decreto en el Boletín Oficial, para lo cual deberá estar debidamente conformado su Directorio.
El pasado 4 de octubre, la compañía culminó los proyectos eólicos más grandes del país, tanto por su volumen como por la magnitud de los componentes, luego de realizar la entrega del total de los 59 aerogeneradores arribados al país de la marca Goldwind para los proyectos La Flecha y Trelew.
“Este fue el proyecto eólico más grande del país, tanto por su volumen como por la magnitud de los componentes manipulados, y representa un nuevo logro para Loginter, reafirmando nuestra experiencia en la gestión integral de operaciones logísticas de alta complejidad”, expresó Martín Fainberg, gerente de Operaciones de Loginter.
Cabe recordar que el equipo de operaciones de Puerto Madryn tuvo la tarea de llevar adelante este proyecto que involucró seis buques cargados con aspas de 83 metros de largo y generadores de 127 toneladas, entre otros materiales, que llegaron al país entre diciembre de 2024 y julio de 2025.
En dicha oportunidad, Loginter dispuso de un equipo especializado en cargas de proyectos y equipamiento propio de izaje de gran porte, incluyendo grúas reticuladas de 300 y 140 toneladas, además de containeras de gran capacidad, garantizando precisión, seguridad y eficiencia en todas las etapas del proceso.
Con la finalización de este proyecto, Loginter vuelve a consolidar su participación en el desarrollo de la infraestructura energética nacional, aportando soluciones logísticas que acompañan la expansión de la matriz energética renovable de Argentina.
Las empresas YPF y Eni dieron un paso clave en el desarrollo del proyecto de exportación de Gas Natural Licuado (GNL) desde Argentina, al firmar el Technical FID de la iniciativa integrada que contempla la producción de 12 millones de toneladas de GNL por año, con una proyección de exportaciones de GNL y líquidos asociados que podría alcanzar los U$S 14.000 millones al año.
Horacio Marín, presidente y CEO de YPF, destacó que “este acuerdo marca un paso decisivo en la transformación energética de Argentina. Junto a Eni —compañía que elegimos por su sólida trayectoria internacional en GNL— estamos impulsando un proyecto que no sólo potenciará las exportaciones, sino que posicionará al país como un actor relevante en el mercado global de GNL. La escala, la tecnología y el impacto económico de esta iniciativa reflejan el compromiso de YPF con la integración internacional”.
Esta etapa con Eni contempla la adjudicación de los diseños de ingeniería para las unidades flotantes de licuefacción, las plantas de tratamiento de gas y el gasoducto que conectará Vaca Muerta con la costa atlántica de Río Negro, desde donde se realizará la exportación. Se prevé que ambas compañías puedan invitar a otras empresas líderes en el mercado global de GNL a sumarse al proyecto que consolidará a la Argentina como un proveedor confiable y competitivo de energía a escala internacional.
Por su parte el CEO de Eni, Claudio Descalzi, declaró, “hoy tuvimos la oportunidad de mostrar al presidente Milei los avances del proyecto y las perspectivas de Eni en Argentina. Estamos orgullosos de haber sido elegidos para un proyecto tan importante y de contribuir al desarrollo del GNL argentino, que representará una fuente significativa de suministro para los mercados internacionales”. “La experiencia específica y distintiva que hemos desarrollado en los proyectos FLNG en el Congo y Mozambique nos convierte en el socio ideal para llevar a cabo este tipo de proyectos”, agregó.
Eni es una empresa energética global con su casa matriz en Italia (origen estatal). Opera en más de 60 países y, a través de sus subsidiarias, está presente en toda la cadena de valor energética.
Previo a la firma del acuerdo, el presidente y CEO de YPF y el CEO de Eni, mantuvieron una reunión en la quinta de Olivos junto al presidente Javier Milei en la que comentaron los avances del proyecto y futuras iniciativas.
El proyecto Argentina LNG contempla en su totalidad la posibilidad de expandir la producción de GNL a 18 millones de toneladas anuales de producción, lo que podría generar exportaciones de GNL y líquidos de gas natural por hasta U$S 20.000 millones, según estimaciones en base a precios de mercado esperados.
De esta manera se generaría la mayor inversión privada en uno de los desarrollos energéticos más significativos de América Latina. Argentina LNG es una apuesta estratégica por el desarrollo industrial, la generación de divisas y la transición energética, con impacto directo en el crecimiento económico y el posicionamiento global del país.
Argentina LNG es un proyecto de gas a gran escala, que integra upstream y midstream, diseñado para desarrollar los recursos de Vaca Muerta y abastecer a los mercados internacionales. Se espera que alcance exportaciones, a través de las diversas fases, por hasta 18 millones de toneladas anuales de GNL para 2030.
Autoridades provinciales del área energética, representantes de organismos regionales y técnicos del Consejo Federal de Inversiones (CFI) participaron de la Jornada Federal de Planificación Energética .
El secretario general del CFI, Ignacio Lamothe, destacó que “pensar la energía desde una perspectiva federal es pensar en el futuro del país”.
“La Estrategia Federal Energética (EFE) es una herramienta que permitirá a las provincias planificar, gestionar y proyectar su desarrollo en materia energética de manera articulada con la Nación. Sostener esta metodología de trabajo en el tiempo dará al país una hoja de ruta sólida para su desarrollo energético y productivo”, señaló Lamothe.
Por su parte, el jefe de la Unidad de Planificación y Control de Gestión del CFI, Guillermo Bormioli, subrayó que “Argentina tiene algunos de los mayores recursos del mundo en energía solar, eólica, hidroeléctrica y biocombustibles. La clave es generar las condiciones para transformar ese potencial en inversiones reales, mejorar la eficiencia de los sistemas energéticos provinciales y fortalecer la competitividad de las cadenas productivas”.
La actividad contó con la participación de la Empresa de Pesquisa Energética (EPE) de Brasil y la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE), que presentaron experiencias internacionales de planificación a largo plazo, cuya metodología sirvió de referencia para el diseño de la EFE.
La OLADE y el CFI firmaron un Convenio Marco de Cooperación Interinstitucional con el objetivo de impulsar la planificación energética, promover el intercambio de conocimientos técnicos y avanzar en una hoja de ruta común hacia un desarrollo energético sostenible e integrado en la región.
Guido Maiulini, jefe de Asesoría Estratégica de OLADE, remarcó que “El federalismo y el multilateralismo comparten la lógica de articular realidades diversas. No se trata solo de tener un plan, sino de sostener un proceso compartido que responda a contextos geopolíticos, climáticos y tecnológicos cambiantes”.
En el encuentro las provincias describieron sus avances en planificación energética y debatieron los desafíos comunes para articular una visión federal sobre la producción, distribución y consumo de energía en la Argentina.
La jornada permitió consolidar consensos sobre los ejes que estructurarán la Estrategia Federal Energética, que ya comenzó su primera etapa de implementación en la Región Litoral. Esta iniciativa busca integrar la planificación energética con el desarrollo productivo, hídrico y territorial de cada provincia. En esa región, se destacaron proyectos de energía solar en Chaco, parques fotovoltaicos en Entre Ríos y líneas de alta tensión en Corrientes.
Se trabajará en la identificación de obras prioritarias de infraestructura energética, la formación de recursos humanos especializados y la armonización de marcos regulatorios provinciales.
La quinta edición del Future Energy Summit (FES) Colombia tendrá lugar los días 21 y 22 de octubre en el Hotel Hilton de Bogotá y reunirá a los referentes más importantes de las energías renovables. Las entradas para participar de los espacios de networking y análisis técnico ya están disponibles haciendo click aquí. Quienes lo deseen podrán seguirlo en vivo por el canal de YouTube de FES.
Entre los debates más esperados, destaca el panel titulado “Prioridades regulatorias y de política pública del sector energético colombiano: Horizonte 2030”, que pondrá sobre la mesa los retos y definiciones que marcarán el rumbo de la transición energética en la próxima década.
Participarán figuras clave de la institucionalidad y la regulación nacional: Natalia Gutiérrez, presidenta ejecutiva de ACOLGEN; Antonio Jiménez Rivera, comisionado de la CREG; Amylkar Acosta, ex ministro de Minas y Energía; Ángela Patricia Álvarez Gutiérrez, directora ejecutiva del FENOGE; y Nicolás Rincón Munar, director de Infraestructura y Energía Sostenible del DNP.
El debate llega en un momento en que Colombia redefine su marco regulatorio eléctrico. Con la CREG trabajando en normas sobre autogeneración remota, almacenamiento energético y rediseño del cargo por confiabilidad, con subastas de energía a la vista, la discusión se centrará en cómo compatibilizar los objetivos de descarbonización con la estabilidad de precios y la seguridad del sistema.
El comisionado Antonio Jiménez Rivera aportará la visión técnica del regulador en torno a los nuevos instrumentos para incentivar la flexibilidad y la entrada de tecnologías renovables sin comprometer las señales de inversión.
También se abordará cómo evolucionarán los servicios complementarios y las señales tarifarias frente a la creciente participación de sistemas distribuidos y baterías.
Por su parte, Natalia Gutiérrez, al frente de ACOLGEN, representará la visión de los generadores que sostienen la firmeza del sistema eléctrico. Desde el gremio, ha señalado la necesidad de mantener claridad y predictibilidad regulatoria para asegurar la inversión en capacidad firme, en un contexto de transformación tecnológica y creciente penetración renovable.
Otro eje central del panel será el financiamiento de la transición energética, donde el FENOGE cumple un papel estratégico. Su directora, Ángela Patricia Álvarez Gutiérrez, expondrá las líneas de trabajo del Fondo para expandir la eficiencia energética, el almacenamiento distribuido y la autogeneración comunitaria, con foco en cerrar las brechas sociales y territoriales de acceso a energía limpia.
El Departamento Nacional de Planeación (DNP), a través de Nicolás Rincón Munar, aportará una mirada de largo plazo: cómo se integran las metas de descarbonización con la infraestructura eléctrica, los instrumentos de inversión pública y los compromisos climáticos que el país asumió a 2030.
En esa intersección entre regulación, financiamiento y planificación, el ex ministro Amylkar Acosta invitará a reflexionar sobre la coherencia de las políticas energéticas, la articulación entre el Ministerio, la CREG y los actores privados, y la necesidad de que la transición sea también una oportunidad de desarrollo económico y social.
FES Colombia se consolida como una plataforma clave para analizar el presente y proyectar el futuro del sector energético nacional. En esta edición, el debate se centrará en cómo armonizar regulación, política pública e inversión privada para garantizar un sistema competitivo, flexible y sostenible frente a la creciente demanda y la presión climática.
A lo largo de los dos días, los presentes podrán encontrarse y dialogar con altos ejecutivos, directores técnicos, inversionistas y representantes de asociaciones del sector eléctrico, de generación solar y eólica, almacenamiento, hidrógeno y movilidad sostenible.
Empresas líderes en innovación, digitalización, soluciones de red y desarrollo de proyectos —junto a fondos de inversión y plataformas tecnológicas— compartirán su visión sobre los desafíos y oportunidades que marcarán la próxima década de la transición energética en la región.
Entre ellas destacan referentes como Patria Investments, Ecoener, JA Solar, Sungrow, Trina Solar, Vatia, CTG Latam, Ecopetrol, Atera, EDF Power Solutions, Risen, ZN Shine Solar, Ventus y Terpel Sunex, cuyos directores y gerentes aportarán perspectivas sobre financiamiento, tecnología, almacenamiento y expansión regional de las energías renovables.
El Mercado a Término de Energías Renovables (MATER) de Argentina nuevamente atrajo el interés de desarrolladoras y generadoras, a pesar de la merma en la capacidad de transporte disponible en el SADI.
La ronda del tercer trimestre 2025 recibió diez proyectos que solicitaron prioridad de despacho por un mínimo de 941 MW hasta 1017,5 MW de potencia para abastecer a grandes usuarios del sistema; según la información compartida por la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA).
La tendencia tecnológica se mantiene respecto a anteriores llamados del MATER, ya que nuevamente predominan los parques fotovoltaicos, con 8 de los 10 presentados, que pidieron de 610 MW a 657,5 MW.
Todos ellos compiten en mecanismo de asignación Referencial “A”, es decir que podrían tener hasta 8% de curtailment hasta que se ejecuten las obras de transmisión correspondientes.
Los restantes proyectos se reparten entre la central eólica Vientos del Atlántico – Fase II (de la firma AES Argentina), que solicitó hasta 30 MW de prioridad en el mecanismo Ref. “A”, y una obra de infraestructura presentada por Central Puerto para modificar el sistema de DAG de Comahue.
Esta última propuesta tiene la particularidad que Central Puerto busca producir una ampliación de 330 MW de capacidad adicional en el corredor Comahue – Provincia de Buenos Aires Centro – Sur.
Y si bien aún está en análisis en el área de Sistemas de Potencia de CAMMESA, de ser aprobado el proyecto, le permitiría a Central Puerto ingresar parques en el futuro hasta esa potencia, los cuales hasta el momento no han nominado.
Además de dicha obra, también hay otros tres proyectos solares enmarcados bajo el MATER 360, ya que contemplan infraestructura adicional o están acompañados de demanda incremental, y que suman 390 MW de potencia.
Catamarca II (60 MW), de la desarrolladora Solar Energy: Es una central híbrida asociado al sistema de almacenamiento BESS con 60 MW / 240 MWh con un desempeño operativo – eléctrico equivalente al de una parque eólica en el mismo corredor y límites.
Mendoza Sur (150 MW) de Genneia: Incluye la instalación segundo transformador ET Río Diamante 500 kV, la construcción segundo vínculo 500 kV entre ET Embalse y ET Almafuerte, y el incremento compensación shunt ET Almafuerte 132 kV
Sierras Renovables I, II y III (180 MW) de la firma ARN Tech Partner S.A (está vinculada a EPEC de Córdoba): Se trata de un proyecto híbrido (generación + sistema BESS Montecristo).
Próximos pasos de la convocatoria
El viernes 17 de octubre, CAMMESA informará aquellos proyectos que requieran realizar un desempate por factor de mayoración (en caso que sea necesario por capacidad de transporte insuficiente), el cual se hará el jueves 23/10.
Mientras que la asignación de la prioridad de despacho tendrá lugar el 27 del presente mes y la fecha máxima para el pago correspondiente será el 18 de noviembre.
¿Qué se debe tener en cuenta? Esta ronda, a comparación de anteriores llamados, cuenta con magra capacidad de transporte disponible, principalmente en aquellas zonas con mejor factor de carga para proyectos solares y eólicos.
Según el Anexo III publicado en la web oficial de CAMMESA, la mayor cantidad de potencia asignable se ubica en la zona de Misiones – NEA – Litoral, por lo que capacidad adjudicable oscila entre 584 MW y 876 MW, por lo que no necesariamente todos los parques presentados se podrían adjudicar.
Patagonia – Provincia de Buenos Aires: 109 MW pero +200 MW si son proyectos fotovoltaicos
Centro – Cuyo – Noroeste Argentino (NOA): Sólo 92 MW si se tratan de proyectos eólicos
Luzdel Sur avanza con una agenda renovable sólida en Perú que contempla nuevas inversiones en energía limpia, enfocadas en proyectos hidroeléctricos y parques eólicos, bajo un enfoque de crecimiento paulatino, eficiencia operativa y sostenibilidad económica.
Uno de los desarrollos clave será la Central Hidroeléctrica Santa Teresa II, ubicada en Cusco. Esta infraestructura representa la segunda etapa del complejo que aprovecha el caudal del río Vilcanota y cuya primera fase ya se encuentra operativa.
La construcción está proyectada para iniciar en el primer semestre de 2027, mientras que su entrada en operación se espera para 2031 con una potencia de 280 MW.
“A futuro pensamos en construir proyectos pequeños pero inteligentes. Apuntamos a un crecimiento gradual”, manifestó Mario González del Carpio, CEO de Luz del Sur, durante el encuentro Future Energy Summit (FES) Perú.
En paralelo, la compañía viene consolidando un portafolio de activos renovables en operación. En 2023 adquirió los parques eólicos Tres Hermanas y Marcona (Ica), con una capacidad conjunta de 129,3 MW, y las plantas solares Majes y Repartición (Arequipa), que suman 40 MW.
Estos proyectos ya han sido optimizados para mejorar su rendimiento, maximizando el aprovechamiento de los recursos naturales y asegurando retornos sostenibles.
Además, este año Luz del Sur firmó un acuerdo para adquirir el 100% de las acciones del Parque Eólico San Juan de Marcona (Ica), con una potencia instalada de 135,7 MW y una inversión prevista de hasta US$253 millones, operación sujeta a condiciones contractuales, incluida la aprobación de Indecopi.
“También tenemos concesiones de generación hidroeléctrica listas para desarrollar, esperamos hacerlo pronto. Una es de 280 MW y otra de 300 MW, pero para cuando el mercado esté dispuesto a aceptar esa inversión”, afirmó el especialista.
Pese a este avance, González del Carpio advirtió que las barreras estructurales del sistema eléctrico peruano limitan el desarrollo renovable, ya que consideró que los proyectos de generación distribuida no logran avanzar en el país porque no están las redes preparadas ni se han dado las normas que permitan al distribuidor estar preparado para recibir inyecciones de energía.
“Hay normas que se tienen que dar por seguridad, temas técnicos y a qué precio se va a fijar. Es lo que yo creo que faltaría en Perú para que, de manera ordenada, llegue en 5 o 10 años a desarrollar todo el potencial que tiene”, planteó.
El CEO también llamó a realizar ajustes normativos que otorguen seguridad jurídica y predictibilidad al sector, a fin de que los inversores puedan realizar las inversiones y fomentar cambios de manera gradual.
Este desfase también se refleja en las condiciones económicas del mercado. “Los costos marginales los vemos en los próximos cinco años en alrededor de USD 30 por MWh, por lo que, salvo que crezca mucho la demanda, no se va a poder invertir mucho”, puntualizó.
En ese sentido, la compañía apuesta por una evolución progresiva de su matriz de generación, sin desalinearse de los fundamentos del mercado. Sumado a que el ejecutivo remarcó que existe la exclusión de una parte significativa del consumo eléctrico del proceso de transición.
“Queda fuera el 50% de la demanda, unos 8,5 millones de usuarios regulados, por ese desafío de falta de regulación”, subrayó.
Para superar estas limitaciones, Luz del Sur propone una transformación del rol de las empresas distribuidoras, alineada con el desarrollo de redes inteligentes: “Se debe cambiar la regulación de la empresa de distribución, con una visión de desarrollo óptimo de una red inteligente”.
Canadian Solar visualiza una oportunidad estratégica para expandirse en el segmento de almacenamiento de energía en Colombia, a partir del reciente proyecto de resolución publicado por la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), que define las condiciones para la participación de sistemas BESS (SAEB, según la nomenclatura local).
“Ya con este proyecto de resolución esperamos que realmente se abra la puerta para desarrollar este mercado en Colombia”, manifestó Carlos Arturo Burgos, Senior Sales Manager de Canadian Solar para Sudamérica, quien confirmó que la empresa prepara una fuerte incursión en el país con soluciones integrales que incluyen paneles, inversores y baterías.
Desde su perspectiva, la nueva normativa elimina uno de los principales frenos que enfrentaba el sector: “Si bien hay mucho interés y todos los clientes siempre preguntan por soluciones de almacenamiento, el marco regulatorio no permitía avanzar. Ahora cambia el panorama completamente”, aseguró el ejecutivo en diálogo con Energía Estratégica.
La nueva regulación propuesta por la CREG establece los requisitos técnicos, operativos y comerciales para la integración de sistemas de almacenamiento en el sistema interconectado nacional. En este contexto, Canadian Solar anticipa un crecimiento tanto en este segmento como en soluciones híbridas solares+almacenamiento, impulsadas por una demanda que ya existe y por el interés de desarrolladores en maximizar la energía generada, reducir curtailment y dar estabilidad a la red entre otros beneficios técnicos.
“Ahí hay una gran oportunidad. Ya estando regulado, para los clientes finales se facilita pensar en este tipo de soluciones”, expresó Burgos, quien también resalta el potencial que representa Colombia dentro de la estrategia de expansión regional de la compañía.
En cuanto a su posicionamiento en el país, Canadian Solar reporta avances significativos. En 2023 alcanzaron un 7 % de participación de mercado, y aunque el 2024 fue más moderado, ya ingresaron en el mercado de minigranjas solares, donde vendieron aproximadamente 13 MWp, además de otros 10 MW en inversores actualmente en construcción.
“También estamos impulsando fuertemente la estrategia de tener distribuidores. Hoy tenemos dos y han empezado a vender muy bien la marca”, detalló Burgos, quien destacó una rápida fidelización de clientes. “Una vez conocen Canadian, quieren quedarse”, subrayó.
El ejecutivo señaló que en Colombia están enfocando sus esfuerzos en las minigranjas solares, debido a la facilidad de instalación, menor complejidad regulatoria y tiempos más cortos para obtener puntos de conexión. En este tipo de proyectos, su portafolio ofrece productos altamente competitivos. “Tenemos inversores de 333 kW que cazan perfecto con la capacidad regulatoria de 999 kW, lo que nos ha dado muy buenos resultados”, puntualizó.
En paralelo, Canadian Solar apuesta a la innovación tecnológica como un factor diferenciador. A nivel de paneles, lanzarán a fin de año los modelos HJT, una vez superadas todas las validaciones internas. También incorporaron recientemente paneles bifaciales de 625 a 650 W en formato pequeño, orientados a instalaciones sobre techos o sitios con restricciones de área.
Otro desarrollo clave es la solución patentada para reparar la caja de diodos de los paneles, sin perder garantía y directamente en sitio. “Esto le ahorra al cliente final el 75 % del costo de un panel nuevo”, destacó Burgos.
En el segmento de inversores, la empresa ya lanzó una nueva línea híbrida de hasta 15 kW, y en cuanto a almacenamiento, presentó el nuevo Kubank de 277 kWh, que incrementa en 30 kWh la capacidad respecto a su versión anterior, manteniendo el mismo formato de gabinete. Para proyectos de gran escala, a finales de este año lanzarán el Solban 3.0 Flex, un sistema modular que permite escalar desde 1.6 hasta 8.6 MWh de almacenamiento por sistema. “Esta modularidad va a ser muy bien recibida en el mercado, porque facilita transporte, instalación y modelos financieros”, sostuvo.
La participación de la compañía en la quinta edición del Future Energy Summit (FES Colombia) —que se celebrará el 21 y 22 de octubre en Bogotá— será clave para mostrar estas soluciones ante un público estratégico. El evento reunirá a más de 500 ejecutivos, inversores y autoridades, en un contexto de fuerte expansión renovable.
“Para nosotros el FES es una excelente vitrina. Quien no está ahí, de alguna manera se está volviendo invisible hacia el mercado”, afirmó Burgos, quien destacó el nivel de networking que ofrece el encuentro.
La coyuntura también refuerza la importancia del evento. Según datos oficiales, Colombia alcanzó en junio de 2025 los 2030 MW solares instalados, un 59 % más que el año anterior, aunque solo 1299 MW cuentan con reconocimiento en la Capacidad Efectiva Neta (CEN), lo que limita su aprovechamiento real. Para este año, el Ministerio de Minas y Energía prevé sumar otros 697 MW en 22 nuevos proyectos, con inversiones superiores a los USD 500 millones.
Frente a este escenario, Canadian Solar confía en que el desarrollo de soluciones híbridas, apalancado por la nueva regulación, marcará un nuevo ciclo de crecimiento en el país. “Sabemos que llega un punto en que el almacenamiento se vuelve absolutamente obligatorio para tener estabilidad en la red y aprovechar toda la generación solar”, concluyó Burgos.
El suministro eléctrico de Brasil aumentó en 1400,21 MW en septiembre. Según la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL), las 27 plantas que entraron en operación comercial ese mes son renovables: 17 plantas solares (934,72 MW), ocho parques eólicos (391,50 MW), una central hidroeléctrica (50,00 MW) y una pequeña central hidroeléctrica (24,00 MW).
A lo largo del año, hasta el 30 de septiembre, la expansión de la matriz eléctrica fue de 5.921,34 MW. Entre las 97 plantas que entraron en operación en el período, se encuentran 12 termoeléctricas (2.468,05 MW), 35 plantas solares fotovoltaicas (1.718,35 MW), 37 parques eólicos (1.506,40 MW), nueve pequeñas centrales hidroeléctricas (171,85 MW), una hidroeléctrica (50,00 MW) y tres hidroeléctricas (6,70 MW).
De enero a septiembre, entraron en operación comercial plantas en 17 estados. Los más destacados, en orden descendente, fueron Río de Janeiro (1672,60 MW), Bahía (980,20 MW) y Rio Grande do Norte (657,25 MW). En septiembre, Ceará fue el estado con mayor expansión, con 515,95 MW. Rio Grande do Norte se ubicó en segundo lugar, con 373,77 MW.
La capacidad total de las plantas centralizadas es de 214,7 GW
El 1 de octubre, Brasil contaba con 214.723,8 MW de potencia inspeccionada, según datos del Sistema de Información de Generación (SIGA ) de la ANEEL, que se actualiza diariamente con información sobre plantas en operación y proyectos con licencia en construcción. De este total, el 84,37 % de la potencia instalada proviene de fuentes renovables, según el SIGA.
Dónde encontrar más datos sobre la generación de electricidad
Se puede encontrar un análisis más detallado del crecimiento del suministro eléctrico centralizado en el panel de RALIE , que recopila información sobre la expansión de la matriz eléctrica. Con un formato intuitivo, la herramienta amplía el acceso a los datos de inspección de las nuevas plantas en construcción y facilita el seguimiento de la expansión de la oferta de generación por año, región, tipo de fuente de energía y otros filtros. El objetivo es mejorar la interactividad y proporcionar más información sobre los proyectos de generación.
La información del panel se actualiza mensualmente con base en las inspecciones in situ de las obras de construcción de las centrales generadoras y en los datos proporcionados en el Informe de Seguimiento de Proyectos de Generación Eléctrica (RAPEEL), que incluye información de las empresas inspeccionadas para su análisis exhaustivo por parte del equipo de seguimiento
Con una serie de anuncios realizados esta semana, el Gobierno de Honduras formalizó el mayor paquete de reformas estructurales en la historia reciente del sector eléctrico. El ministro de Energía, Erick Tejada Carbajal, confirmó que la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) está siendo completamente transformada bajo la actual administración.
Entre los hitos más relevantes, se destacó el inicio de la modernización y repotenciación del Complejo Hidroeléctrico Cañaveral-Río Lindo, con una inversión pública de 1.600 millones de lempiras. La obra fue lanzada en conjunto con el Embajador de Japón, como parte de una estrategia de recuperación de activos renovables estratégicos.
“Dimos orden de inicio a los trabajos de modernización y repotenciación del complejo hidroeléctrico de la ENEE Cañaveral-Río Lindo”, sostuvo el funcionario.
También se concretó la inauguración de la primera megaplanta solar estatal, un proyecto de 50 MW con 50 MWh de almacenamiento, operado por la ENEE. Esta infraestructura representa un punto de inflexión para la generación pública con energías limpias y almacenamiento integrado. “Inauguramos la primera megaplanta solar de la ENEE”, señaló Tejada Carbajal.
Además, el gobierno presentó en la Ciudad de México la licitación de 1.500 MW, la más ambiciosa jamás planteada en el país. Fue dirigida a inversionistas de la Unión Europea y de México, en una apuesta por ampliar la capacidad instalada con fuentes renovables bajo estándares internacionales. “Expusimos en la Ciudad de México la licitación de 1.500 MW; la más grande y moderna planteada jamás en Honduras”, afirmó el secretario.
Este proceso se vio respaldado por una línea de crédito de 300 millones de dólares, como soporte financiero directo para el desarrollo de la licitación, gestionada en el marco del reciente acuerdo técnico alcanzado con el Fondo Monetario Internacional (FMI).
En este acuerdo se incluyeron compromisos como la publicación por primera vez de estados financieros auditados de la ENEE, el cumplimiento de metas de pago a generadores, la reducción de la deuda flotante, y la adopción de estándares internacionales de contabilidad. “Extraordinarios avances sin duda en la ENEE”, expresó Tejada Carbajal.
A esto se sumó la expansión de la infraestructura operativa, con la inauguración de dos nuevas subestaciones y una nueva línea de transmisión en San Pedro Sula, mejorando la cobertura y estabilidad del sistema eléctrico nacional.
El funcionario también defendió los logros de su gestión frente a las críticas. Apuntó contra organizaciones como la ASJ y la AHER, a quienes acusó de representar intereses concentrados. “Organizaciones en poder de las 10/25 (10 familias y 25 grupos económicos) salieron con la misma cantaleta de siempre y con datos falsos sobre el desempeño de la ENEE”, denunció.
Tejada Carbajal subrayó que su administración logró contener la deuda, que se había multiplicado por diez durante el período anterior. “Después de 16 años, finalmente esta administración reducirá cerca de 4 puntos, con retorno de 2.200 millones de lempiras después de expulsar a la pesadilla EEH”, enfatizó.
Y añadió: “Destruyeron la ENEE y la dejaron endeudada con las pérdidas en el cielo; hemos hecho milagros para sacar a la empresa pública del fango”. También afirmó que, durante su gestión, “nadie le ha pagado más y mejor a los generadores que nosotros”.
Sobre los cuestionamientos recibidos, cerró con contundencia: “Cuando sus ataques tengan rigor científico, debatiremos, de lo contrario, como escribió Benedetti: no merecen ni la condena”.
En septiembre, la empresa Vista Energy informó que su producción en el yacimiento de Vaca Muerta alcanzó un récord, superando los 125.000 barriles equivalentes de petróleo por día.
Este nuevo hito productivo sobrepasa el promedio de 118.000 barriles diarios registrado durante el primer trimestre del año, lo que consolida a la firma como un actor privado clave en el desarrollo de la formación no convencional.
La expansión productiva se fundamenta en la perforación de nuevos pozos, una mayor eficiencia operativa y la integración de activos estratégicos. Estos factores, según explicó el director ejecutivo de la empresa, Miguel Galuccio, son la base para proyectar un EBITDA anual de 1.600 millones de dólares.
El incremento en la producción también ha fortalecido el perfil exportador de Vista Energy, cuyo más del 50% de los ingresos por la venta de crudo provienen de mercados internacionales. Esta estrategia de diversificación de destinos busca potenciar las ventas externas y captar mayor ingreso de divisas para el país.
Para sostener este crecimiento, la firma mantiene un plan de inversiones de 1.300 millones de dólares para 2025, dirigidos a infraestructura, finalización de pozos y mejoras logísticas, consolidando así su posición en el mercado de hidrocarburos de Vaca Muerta.
El Gobierno de Santa Cruz, mediante la Secretaría de Estado de Fiscalización y Control Ambiental Energético y Minero —dependiente del Ministerio de Energía y Minería—, realizó una inspección en instalaciones operadas por YPF S.A. en la localidad de Cañadón Seco, donde se constató un incidente ambiental vinculado a la disposición inadecuada de materiales contaminados con hidrocarburos.
La intervención, llevada a cabo el pasado 4 de octubre en el marco de la Medida de Inspección y Evaluación N° 24.6256, respondió a la detección de residuos dispuestos directamente sobre suelo natural, sin sistema de encapsulado ni medidas de contención, lo que representa un riesgo potencial para el suelo y las napas subterráneas.
Durante el relevamiento, el equipo técnico identificó la ausencia de impermeabilización o cobertura, la falta de identificación y trazabilidad de los residuos, y la carencia de un plan operativo o de contingencia en el sitio. También se detectó el riesgo de infiltración por contacto directo con el terreno.
Como resultado, la Subsecretaría de Contralor Ambiental Zona Norte instruyó a la operadora YPF a ejecutar de forma inmediata el retiro de los materiales contaminados, presentar un informe técnico detallado sobre el origen y manejo de los residuos, y elaborar un plan de remediación ambiental con cronograma, responsables y medidas de contención.
Asimismo, se requirió a la empresa evitar futuras acumulaciones sin encapsulado y ajustar sus procedimientos a las normativas ambientales vigentes, aportando evidencias documentales y fotográficas de las acciones correctivas implementadas.
La Subsecretaría continúa trabajando en territorio, con presencia activa y mirada técnica, garantizando el cumplimiento de la legislación ambiental, la prevención de impactos y la protección del patrimonio natural de Santa Cruz.
El Gobierno del Chubut, a través de la Secretaría de Ambiente y Control del Desarrollo Sustentable, continúa desarrollando inspecciones ambientales en distintos yacimientos hidrocarburíferos de la provincia.
Estos controles tienen como objetivo verificar la correcta comunicación y resolución de incidentes ambientales, así como constatar que las inversiones declaradas en materia ambiental se concreten efectivamente en las áreas operadas.
En esta oportunidad, los yacimientos Diadema y Bella Vista Oeste, operados por CAPSA / CAPEX, fueron objeto de auditorías sorpresivas por parte de la autoridad de aplicación. Como resultado de las inspecciones, se detectaron numerosos incidentes ambientales y la empresa operadora deberá no solo realizar las tareas de remediación de manera inmediata, sino también afrontar los sumarios administrativos correspondientes.
Cuidado del ambiente y más puestos de trabajo
Al respecto, el secretario de Ambiente provincial, Juan José Rivera, destacó que “las operadoras no sólo deben expresar su voluntad de invertir, sino materializarla. No debemos olvidar que las tareas de remediación, abandono de pozos y resolución de incidentes, además de ser necesarias para el cuidado del ambiente, generan trabajo en las empresas locales”.
Asimismo, subrayó que “estas inspecciones se vienen realizando desde el comienzo de la gestión a un ritmo muy intenso” y aseguró que se dará continuidad a las mismas “con el objetivo de garantizar un desarrollo verdaderamente sustentable
El Gobierno provincial impulsa junto a la minera china un nuevo proyecto de litio que refuerza el liderazgo minero de Salta. En la fase inicial se prevé una producción de 10.000 toneladas anuales de carbonato de litio.
El gobernador Gustavo Sáenz se reunió esta mañana con directivos de Potasio y Litio de Argentina S.A. (PLASA), filial de la compañía china Tibet Summit Resources, para avanzar en los lineamientos del proyecto de extracción y producción de litio en el Salar de Diablillos, ubicado en el departamento Los Andes.
La iniciativa, que ya obtuvo su Declaración de Impacto Ambiental (DIA) mediante Resolución 50/24 emitida por la Secretaría de Minería y Energía de Salta, se encuentra actualmente en la etapa de inversión y construcción de su planta comercial.
En esta primera fase, la empresa prevé una producción de 10.000 toneladas anuales de carbonato de litio, con una inversión estimada en 500 millones de dólares. Una vez alcanzada su plena capacidad, el complejo podría llegar a producir 30.000 toneladas anuales de carbonato de litio de grado batería.
Con este proyecto, Salta suma su sexto desarrollo de litio, junto a Centenario Ratones (Eramine Sudamérica), Sal de Oro (Posco Argentina), Mariana (Ganfeng Lithium), y la planta piloto y la futura planta productiva de Río Tinto.
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El gobernador Sáenz remarcó que este nuevo paso ratifica la confianza de las empresas internacionales en el modelo minero salteño, basado en previsibilidad, seguridad jurídica y sustentabilidad ambiental. Agregó que cada proyecto que se concreta genera oportunidades reales para los trabajadores, los proveedores locales y las comunidades de la Puna.
Los directivos de la firma destacaron que el objetivo del proyecto es proveer litio de alta calidad bajo los más altos estándares ambientales, empleando tecnologías avanzadas y de optimización de los procesos. Subrayaron además su compromiso de generar empleo local, fortalecer las economías regionales y contribuir al desarrollo socioeconómico de la provincia.
La secretaria de Minería y Energía, Romina Sassarini, se refirió al proceso de evaluación ambiental por el que atravesó la empresa, que incluyó la participación ciudadana a través del programa de audiencias públicas y la realización de consultas previas, libres e informadas con comunidades originarias, en el marco del Convenio 169 de la OIT, mediante la intervención de la Secretaría de Asuntos Indígenas.
Añadió que a partir de la semana que viene PLASA adherirá al RIGI, (Régimen de Incentivo para las Grandes Inversiones), “lo que permitirá que en el corto plazo pueda empezar con la producción que está dispuesta inicialmente de 10.000 toneladas anuales de carbonato de litio para luego extenderse de manera escalonada hasta las 30.000”.
El Consorcio petrolero con 30 años en Tierra del Fuego negocia la extensión de sus concesiones y desmiente versiones periodísticas de su salida de las operaciones en la Isla Grande de Tierra del Fuego.
El consorcio integrado por ROCH SA, Crown Point Energía SA y DPG SA busca renovar los permisos de los yacimientos Angostura, Río Cullen y Las Violetas. Argumentan que, en un escenario de precios bajos y costos altos, su trayectoria y conocimiento técnico son vitales para mantener la actividad. Presentaron un plan de inversión sujeto al acuerdo con la provincia
El grupo de empresas energéticas ROCH SA, Crown Point Energía SA y DPG SA se encuentra en negociaciones avanzadas con el gobierno de la Provincia de Tierra del Fuego para extender por más años las concesiones de tres áreas hidrocarburíferas clave que operan desde hace más de tres décadas, según pudo conocer este medio en exclusiva a través de un documento interno.
Las concesiones en cuestión –Angostura, Río Cullen y Las Violetas– son operadas de forma ininterrumpida por este consorcio desde hace más de 30 años, un período en el que, según destacan, han demostrado un «permanente compromiso con la inversión» en la provincia. Entre sus logros operativos más destacados, figura el descubrimiento del yacimiento San Martín, que en su momento ostentó el récord de productividad por pozo en Argentina.
La solicitud formal para iniciar las conversaciones fue presentada en 2023, y los diálogos «continúan desarrollándose» con el objetivo de «consensuar las condiciones que hagan la operación viable». El comunicado subraya que este consenso es el resultado del «esfuerzo conjunto de todos los participantes».
El argumento clave: La viabilidad en tiempos complejos
El núcleo de la posición del consorcio reside en el actual contexto económico que afecta al sector. Señalan que la combinación de «precios bajos del petróleo y altos costos operativos» hace imprescindible un reajuste en las «condiciones marco» para que la actividad en los yacimientos convencionales maduros –categoría a la que pertenecen sus activos– siga siendo viable.
Como cierre de su propuesta, el consorcio anunció que ya ha elaborado un «programa de inversión» concreto. Este plan se ejecutará una vez que se concrete el acuerdo con la provincia, y tiene como objetivo «seguir contribuyendo al desarrollo de la actividad y de la economía provincial en los próximos años».
La decisión de la provincia de Tierra del Fuego sobre la extensión de estas concesiones sentará un precedente significativo para la operatoria de otros yacimientos maduros en el país, en un momento donde el equilibrio entre la rentabilidad de las empresas y los intereses fiscales de las jurisdicciones es más delicado que nunca.
En este escenario, las empresas argumentan que su «probada trayectoria operativa», el «profundo conocimiento técnico» de la geología local y una «gestión eficiente» de la producción y los costos son elementos críticos e insustituibles. Se presentan a sí mismos como el actor idóneo para manejar la complejidad de estos campos en declinación, remarcando su capacidad de resiliencia ante adversidades pasadas, como el cierre de la terminal Cruz del Sur, que incrementó los costos de transporte.
Compromiso social e inversión futura
Más allá de los argumentos técnicos, el documento hace hincapié en el historial del grupo en materia de responsabilidad social empresarial, con programas educativos, y su contribución al desarrollo de proveedores locales, con los que mantienen relaciones comerciales desde hace más de 30 años.
Crown Point Energía S.A. concretó la compra del 35,67% que Pampa Energía tenía en las áreas El Tordillo, La Tapera y Puesto Quiroga, ubicadas en la provincia de Chubut.
La transacción fue formalizada ante la Comisión Nacional de Valores y marca un paso clave para garantizar la continuidad productiva en una región afectada por el retiro de grandes operadoras.
La compañía desembolsó US$ 2,3 millones por la operación: US$ 300.000 se destinaron a un tercero por el derecho de compra y US$ 2 millones a Pampa Energía. Además, podrían sumarse hasta US$ 3,5 millones adicionales en pagos contingentes posteriores al cierre. Se trata de un movimiento estratégico en medio de un proceso más amplio de transferencia de activos en la cuenca del Golfo San Jorge.
El acuerdo había sido anticipado por el gobernador Ignacio “Nacho” Torres el mes pasado, durante una reunión con representantes de la empresa y del sindicato petrolero. En esa ocasión, el mandatario celebró la iniciativa como una señal positiva para la economía provincial. “Este acuerdo es fundamental para sostener las más de 450 familias que dependen del yacimiento”, señaló Torres.
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La adquisición se inscribe en un contexto en el que Chubut busca preservar la producción en áreas convencionales que quedaron rezagadas tras la salida progresiva de operadores como Tecpetrol, que concentraron inversiones en Vaca Muerta. En este escenario, Crown Point se posiciona como un actor relevante para sostener la actividad local y evitar cierres de pozos.
La empresa también anunció que planea adquirir el 59% restante de las concesiones, actualmente en manos de Tecpetrol S.A. e YPF S.A., antes de fin de año. Para completar esa etapa, deberán cumplirse las aprobaciones regulatorias del Ministerio de Hidrocarburos de Chubut y de la TSX Venture Exchange, donde cotiza la controlante.
Como parte de los compromisos asumidos, Crown Point planea ejecutar 28 workovers y nuevas perforaciones en el corto plazo, además de reactivar un equipo de pulling y un perforador para sostener los niveles de extracción. La compañía gestiona el financiamiento necesario para completar la operación, con el objetivo de evitar caídas productivas y garantizar continuidad laboral.
La compra representa un cambio de manos significativo en yacimientos históricos de la cuenca del Golfo San Jorge, que durante décadas fueron explotados por grandes empresas. La apuesta de Crown Point es consolidar una estrategia de crecimiento gradual, enfocada en maximizar la recuperación de hidrocarburos en campos maduros.
Un informe reciente de Moody’s Ratings destacó que Argentina atraviesa una “transformación dinámica” en su sector energético, impulsada por el crecimiento sostenido de la producción de petróleo y gas no convencional en Vaca Muerta.
Según la calificadora, el país se consolida como uno de los polos de desarrollo más importantes de América Latina, con potencial para convertirse en un exportador regional de energía en los próximos años.
El estudio forma parte del reporte “Petróleo y gas: América Latina y el Caribe”, en el que Moody’s analizó el impacto de las políticas públicas y el papel de los gobiernos en las estrategias de las principales empresas energéticas. En el caso argentino, la calificadora subrayó que las reformas y desregulaciones implementadas por el gobierno fortalecieron la inversión y la competitividad del sector.
De acuerdo con el informe, la producción de petróleo no convencional creció 19% interanual, mientras que la de gas aumentó 6% durante julio de 2025. Este desempeño permitió reducir importaciones, mejorar el balance energético y avanzar en obras de infraestructura claves como oleoductos, gasoductos y plantas de licuefacción de gas natural (GNL), fundamentales para el futuro exportador del país.
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Moody’s remarcó que el crecimiento de la industria energética argentina está acompañado por un proceso de modernización tecnológica y diversificación empresarial. Las compañías YPF (B2 estable), Pluspetrol (B1 estable), Tecpetrol (B1 estable) y Vista Energy (B2 estable) se encuentran entre las más activas en la expansión de la producción, tanto en petróleo como en gas.
El informe indicó que el desempeño crediticio y operativo de estas empresas dependerá de la estabilidad macroeconómica, la evolución del tipo de cambio y la continuidad de las políticas de incentivo a la inversión. La calificadora considera que el avance de obras logísticas y la ampliación de la capacidad de transporte serán determinantes para sostener el crecimiento en el mediano plazo.
Moody’s también valoró la apertura de Argentina hacia el desarrollo del GNL, considerado un paso clave para su integración a los mercados internacionales. La construcción de plantas de licuefacción permitirá agregar valor a la producción de gas y convertir a Vaca Muerta en una fuente de abastecimiento estratégica para América del Sur y potencialmente para Europa y Asia.
El reporte señaló que, a diferencia de otros países de la región, Argentina logró mantener un equilibrio entre el control estatal y la participación privada, lo que permitió sostener el flujo de inversiones en un entorno económico desafiante. Sin embargo, la agencia advirtió que la continuidad de este modelo dependerá de la previsibilidad regulatoria y de la capacidad del Estado para ofrecer condiciones estables.
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Entre los principales riesgos identificados, Moody’s mencionó la volatilidad cambiaria, la inflación y los desafíos fiscales, factores que podrían afectar el acceso al financiamiento internacional. Aun así, la calificadora mantuvo una perspectiva estable para las principales operadoras del país, respaldada por el fuerte crecimiento productivo y la consolidación de Vaca Muerta como eje estructural del sistema energético.
El documento destacó que la formación neuquina no solo sostiene el abastecimiento interno, sino que también mejora la posición de Argentina en el comercio energético regional. Con la expansión de los ductos y la mejora en los niveles de exportación, el país comienza a revertir el histórico déficit energético y a generar superávit en su balanza del sector.
En el plano institucional, Moody’s valoró la cooperación entre el gobierno nacional y las provincias productoras, especialmente Neuquén, que mantiene una política activa de atracción de inversiones y desarrollo de infraestructura. Esta coordinación —señaló la agencia— es clave para garantizar la estabilidad del negocio energético.
La calificadora sostuvo además que el nuevo escenario de producción en Vaca Muerta favorece la diversificación de ingresos fiscales y el fortalecimiento de las finanzas públicas. La mayor recaudación derivada de regalías y exportaciones de hidrocarburos ofrece a las provincias una fuente de recursos más estable y previsible.
La gobernación busca ratificar el convenio con las principales operadoras de la formación. Prevé la pavimentación de 51 kilómetros entre las rutas 8 y 17, con una inversión estimada en 50 millones de dólares bajo un esquema público-privado.
El Gobierno de Neuquén envió a la Legislatura provincial un proyecto de ley que busca formalizar el acuerdo celebrado con las principales operadoras de Vaca Muerta para avanzar con la pavimentación del bypass de Añelo. La propuesta incluye autorizar al Ministerio de Infraestructura para adherir, en carácter de fideicomisario, al Fideicomiso Bypass de Añelo.
La obra vial de 51 kilómetros unirá las Rutas Provinciales 8 y 17 y tiene el objetivo de ordenar el tránsito en una de las zonas con mayor movimiento de vehículos pesados del país y, al mismo tiempo, mejorar las condiciones de seguridad vial en el corredor energético más relevante de la provincia.
El trazado contempla la construcción de un nuevo tramo conocido como “camino de Tortuga”.
De esta manera, el Fideicomiso Bypass de Añelo creado a partir de un contrato suscrito el 19 de junio entre las empresas YPF, Vista Energy Argentina, Pluspetrol, Pan American Energy, Pampa Energía, Tecpetrol, Chevron Argentina, Phoenix Global Resources y Total Austral, con TMF Trust Company como fiduciario, permitirá canalizar los aportes privados y ejecutar la obra bajo un esquema de colaboración público-privada.
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El acuerdo establece que, una vez concluida, la obra será transferida al Poder Ejecutivo provincial en carácter de “donación con cargo”, lo que implica que la provincia recibirá la infraestructura completamente finalizada, con el compromiso de operar y mantener las rutas incluidas en el nuevo trazado.
El diseño institucional del fideicomiso busca asegurar la transparencia en la administración de los fondos y la delimitación de responsabilidades entre las partes. El proyecto ingresó formalmente a la Legislatura neuquina para su tratamiento y deberá pasar por las comisiones de Energía, Obras Públicas y Hacienda antes de llegar al recinto.
Su aprobación permitiría iniciar la ejecución del primer gran emprendimiento vial bajo un formato de cooperación entre el sector público y las operadoras de hidrocarburos en la provincia, marcando un precedente para futuros desarrollos vinculados a la infraestructura de Vaca Muerta.
Una iniciativa público-privada en Vaca Muerta
Durante la Argentina Oil & Gas Expo 2025, celebrada en septiembre en la Rural porteña, Figueroa formalizó junto con las operadoras el compromiso para llevar adelante el proyecto, cuya inversión ronda los 50 millones de dólares.
“Es un primer paso, una iniciativa muy importante que estamos concretando, que es la primera inversión público-privada de envergadura que tenemos con la industria, entendiendo que es un win-win”, expresó el mandatario en ese encuentro. La obra se considera estratégica para consolidar la infraestructura vial de acceso a la cuenca neuquina.
El trazado contempla la repavimentación parcial de las rutas provinciales 8 y 17, además de la construcción de un nuevo tramo conocido como “camino de Tortuga”, que permitirá desviar el transporte pesado actualmente concentrado sobre la Ruta Provincial 7.
Según el presidente de la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH) y chairman de Tecpetrol, Carlos Ormaechea, “esto va a mejorar sustancialmente las condiciones de circulación en el núcleo de Añelo, va a mejorar el tránsito del material que se lleva a los proyectos y también va a mejorar la seguridad de las rutas”.
En esta primera etapa, se desarrollan las tareas de ingeniería y preparación de los pliegos para la licitación pública que definirá la empresa contratista. De acuerdo con los plazos estimados, la adjudicación podría realizarse a comienzos del próximo año. Ormaechea señaló que “esperamos tener a principios del año que viene el proyecto en marcha”, en referencia al cronograma previsto por el fideicomiso.
El régimen de peaje
El esquema financiero incluye la creación de un régimen de peaje que permitirá a la provincia cubrir los costos de operación y mantenimiento de las rutas durante un período de 15 años.
El sistema contemplará tarifas específicas para las flotas pesadas vinculadas a la actividad hidrocarburífera, mientras que los vehículos particulares y aquellos patentados en Neuquén estarán exentos del pago. Se prevé, además, la aplicación de multas en casos de sobrepeso, a fin de preservar la durabilidad del pavimento.
Según los fundamentos del proyecto, los ingresos recaudados a través del peaje serán utilizados para la conservación de la infraestructura y, una vez cubiertos los gastos operativos, cualquier excedente se distribuirá entre la provincia y el fideicomiso en proporción al tramo de obra financiado por cada parte.
Bulgheroni reclamó eliminar las retenciones para que la Argentina crezca. Junto a YPF, proyecta exportar hasta US$ 50.000 millones por año en energía.
El empresario Alejandro Bulgheroni, presidente de Pan American Energy (PAE) y uno de los hombres más influyentes del sector energético argentino, cuestionó la política tributaria que grava al sector privado y advirtió que “Argentina va a crecer cuando no tenga impuestos a las exportaciones ni impuestos por trabajar”.
Bulgheroni compartió escenario con el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, durante un foro organizado por El Observador, en el que ambos trazaron una proyección ambiciosa para la próxima década: la industria petrolera podría generar exportaciones anuales por entre US$ 45.000 y US$ 50.000 millones a partir de 2031.
Ambos coincidieron en que existen dos cuellos de botella que limitan el potencial de Vaca Muerta: la falta de infraestructura —en rutas y en provisión de arena para el fracking— y la escasez de formación técnica.
En ese sentido, YPF planea crear el “Instituto Vaca Muerta”, un centro de capacitación para operarios petroleros que permita reducir accidentes laborales. Marín aseguró que espera concretarlo antes de marzo de 2026, aunque el acuerdo entre las empresas se frustró el mes pasado por diferencias internas.
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Durante su exposición, Bulgheroni subrayó la necesidad de que el desarrollo de Vaca Muerta se haga “sin ningún accidente” y volvió a elogiar a Marín, a quien calificó como “el mejor presidente de YPF de la historia”. A su vez, el titular de la petrolera estatal lo reconoció como uno de los empresarios más importantes del país.
Identificado con posiciones cercanas al Gobierno de Javier Milei, Bulgheroni defendió una visión de crecimiento basada en la reducción de la presión impositiva y la eliminación de los tributos a las exportaciones.
En paralelo, las petroleras mantienen conversaciones con las provincias productoras para bajar o eliminar las regalías sobre los yacimientos convencionales, cuyos costos de extracción se han vuelto poco rentables —por cada litro de petróleo extraído, se bombean hasta diez de agua—.
Trepan a 50.000 Metros de perforación e instalan un laboratorio in situ. ¿Podrán asegurar una vida útil mucho mayor e impulsar una nueva era de producción?
Cerrado Gold Inc. anunció esta semana una expansión significativa de su plan de exploración en la mina de oro Minera Don Nicolás (MDN), en Santa Cruz. La compañía acelera el programa de perforación de 20.000 a 50.000 metros, una decisión que sigue a resultados iniciales positivos en la propiedad.
Para lograr esta meta, Cerrado Gold integra tres equipos de perforación adicionales a su equipo de diamante actual: dos de perforación diamantina (DD) y uno de circulación inversa (RC). De este modo, se podrá perforar simultáneamente en múltiples objetivos de alto valor.
El alcance general del programa de exploración crecerá materialmente, anticipando una cifra aproximada de 50.000 metros en 2026. Este aumento subraya el compromiso de Cerrado con la expansión de la vida útil de la mina y un posible incremento en los niveles de producción en MDN durante el próximo año.
Estrategia para optimizar tiempos de ensayo
Una pieza clave de la estrategia de aceleración consiste en la certificación del laboratorio de ensayos in situ de la compañía. Este paso busca agilizar drásticamente la finalización de los ensayos y los tiempos de respuesta. Cerrado planea emitir los resultados de exploración en lotes, ofreciendo mayor claridad y definición a medida que se obtienen los datos.
Mark Brennan, CEO y Presidente de Cerrado Gold, explicó que la decisión de acelerar y expandir el programa de perforación, junto con la certificación del laboratorio, emana de una revisión interna del “potencial significativo de objetivos de exploración de alta calidad” en MDN.
El objetivo mínimo, a corto plazo, es entregar una “prueba de concepto de extensión significativa de la vida útil de la mina y potencial de crecimiento para fin de año”.
Operaciones en marcha y desarrollo subterráneo
Las operaciones en MDN muestran un rendimiento sólido y cumplen con las expectativas. Las inversiones recientes en equipos de minería (camiones y equipos de apoyo nuevos) impulsan el aumento de la entrega de mineral al leach pad a una tasa de 300.000 toneladas por mes (tpm), alcanzando las tasas de producción planificadas.
El desarrollo subterráneo también avanza favorablemente, con tres portales de acceso ya operativos. Actualmente, la mina alimenta el molino con mineral subterráneo inicial de mayor ley en cantidades modestas, mezclándolo con las reservas de menor ley.
En la segunda jornada de trabajo en la provincia de Neuquén, el intendente municipal, Damián Bernarte y el grupo de empresarios locales continuaron desarrollando una intensa agenda de trabajo que incluyó una visita al yacimiento Vaca Muerta.
Cabe recordar que el intendente municipal de San Francisco viajó acompañado por 20 empresarios locales con el objetivo de explorar nuevos mercados, fomentando la potenciación de una oferta diversificada en las áreas metalmecánica, repuestos de autos y tractores, electricidad, programadores, desarrolladores inmobiliarios y constructores.
Dentro del programa de actividades, este miércoles la delegación sanfrancisqueña visitó las instalaciones de la Planta Centenario de la empresa AESA, perteneciente al grupo YPF a partir del vínculo existente con el gerente de Asuntos Externos y Relaciones Institucionales de AESA, Andrés Gilio.
Allí los visitantes mantuvieron una entrevista con el Área de Desarrollo de Proveedores donde dieron a conocer cómo son los mecanismos que disponen los empresarios sanfrancisqueños para ofrecer sus productos dentro del grupo YPF.
A continuación, participaron de una charla de inducción acerca del significado de Vaca Muerta en términos de yacimiento de gas y petróleo además de recibir el equipamiento necesario para visitar las distintas plantas que la empresa AESA posee en el lugar.
En la ocasión, visitaron un pozo de extracción petrolero donde se interiorizaron acerca de las características que requiere el correcto procedimiento de extracción y luego visitaron una planta de tratamientos de petróleo y otra de tierra y arena que se extrae en el proceso.
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De esta manera, la Municipalidad de San Francisco, a través de la Secretaría de Vinculación Educativa, Científica y Tecnológica, actúa como nexo con Andrés Gilio, gerente de Asuntos Externos y Relaciones Institucionales de AESA, empresa del grupo YPF.
En este marco, el intendente Bernarte destacó el valor alcanzado en las reuniones realizadas en esta segunda jornada de trabajo al indicar que “es importante para los empresarios de San Francisco tomaron contacto con representantes de estas empresas con base en Añelo, Neuquén, porque es aquí donde desarrollan sus procesos que permiten incorporar nuevos proveedores.
Esto, además, nos permite conocer en el lugar cómo se llevan a cabo los procesos productivos de estas empresas, tanto en los pozos petroleros como en las plantas de tratamientos de los distintos materiales que se extraen”.
«En la charla de inducción también tuvimos la posibilidad de conocer el potencial de Vaca Muerta para nuestro país como fuente de recursos energéticos y económicos”, agregó.
Para el tercer día de trabajo, previsto para mañana, el intendente Damián Bernarte se va a reunir con su par de Neuquén, Mariano Gaido. Alrededor de las 10 hrs la delegación visitará el Polo Científico y Tecnológico de Neuquén, donde se entrevistarán con empresarios.
La Corte Suprema cerró una causa de 2017. El tribunal rechazó por extemporáneo un recurso de comunidades mapuches.
La Corte Suprema de Justicia dejó firme el cierre de una causa contra la ministra de Seguridad, Patricia Bullrich, su entonces jefe de Gabinete, Pablo Noceti, y tres jefes de Gendarmería que habían sido denunciados en 2017 por comunidades mapuches tras un operativo en la zona de Campo Maripe, en Neuquén, cuando los manifestantes bloqueaban el ingreso al yacimiento Vaca Muerta.
Con la firma de los ministros Horacio Rosatti, Carlos Rosenkrantz y Ricardo Lorenzetti, el máximo tribunal rechazó la queja presentada por Pedro Pugliese, defensor público de Víctimas de la provincia de Neuquén y apoderado de las querellas, al considerar que fue interpuesta “en forma extemporánea”.
Los hechos se remontan a junio de 2017, cuando Bullrich, Noceti y los jefes de Gendarmería Héctor Luis Lager, Jorge Elías Mariani y Carlos Ariel San Emeterio fueron acusados de abuso de autoridad por haber desplegado un operativo que impidió la libre circulación de integrantes de la comunidad mapuche Lof Campo Maripe, en un procedimiento solicitado por YPF para garantizar el acceso a sus operarios.
El fallo de las instancias inferiores
El juez de Bariloche Gustavo Villanueva sobreseyó a los funcionarios al entender que estaban habilitados para actuar, decisión que fue confirmada por la Cámara Federal de Apelaciones de Neuquén, que sostuvo que el bloqueo a los caminos fue una medida administrativa y no requería orden judicial.
El tribunal consideró además que el Ministerio de Seguridad tenía facultades para impartir órdenes a la Gendarmería en cualquier parte del país, y remarcó que el pedido de intervención surgió de la empresa YPF ante las dificultades para realizar tareas de mantenimiento en las locaciones 22 y 138 del yacimiento.
La Facultad de Ingeniería de la UNLP otorgó un reconocimiento especial a Horacio Daniel Marín, presidente y CEO de YPF S.A., por su destacada trayectoria profesional y su compromiso con la innovación en el sector energético.
La distinción fue entregada en el Edificio Central de la unidad académica, el mismo lugar donde Marín se graduó como ingeniero químico en 1988, tras cinco años de carrera. “Este es el lugar donde empezaron mis sueños”, expresó emocionado el titular de la compañía energética.
Una ceremonia marcada por el orgullo universitario y la cooperación institucional
El acto contó con la presencia del presidente de la UNLP, Martín López Armengol, el decano Marcos Actis, la vicedecana Patricia Arnera, autoridades universitarias, docentes, investigadores y profesionales de la ingeniería.
Durante el encuentro, Actis destacó la colaboración permanente entre YPF y la Facultad de Ingeniería, que incluye la cátedra de Industrialización de los Hidrocarburos, un posgrado conjunto y el inicio de las Prácticas Profesionales Supervisadas (PPS) dentro de la empresa.
El decano también resaltó los programas educativos impulsados por la Fundación YPF, como las becas para estudiantes de ingeniería de todo el país y los proyectos para fomentar vocaciones tempranas en el Colegio Nacional y en el Bachillerato en Energía y Sustentabilidad de Gonnet.
Además, agradeció la colaboración de YPF Luz en la licitación del parque solar de la UNLP, que permitirá compensar el consumo energético anual de la universidad.
De La Plata al liderazgo energético global
Tras graduarse en la UNLP, Marín completó una maestría en Ingeniería en Petróleo en la Universidad de Texas y un programa ejecutivo en Stanford. La resolución que avala el reconocimiento destaca sus más de 35 años de experiencia internacional en la industria, con participación en proyectos en Estados Unidos, México, Venezuela, Colombia, Ecuador, Perú y Bolivia.
Desde su llegada a la conducción de YPF en diciembre de 2023 como presidente y enero de 2024 como CEO, Marín impulsa un plan estratégico para cuadriplicar el valor de la empresa en cuatro años. Entre sus hitos se encuentran el liderazgo del yacimiento Fortín de Piedra, el más grande de shale gas del país, y la gestión técnica de El Tordillo, un importante yacimiento convencional.
A lo largo de su carrera, fue distinguido con premios como el “Alumno Distinguido” de la Universidad de Texas, el “Ing. Gerardo M. Lasalle” de la Academia Nacional de Ingeniería y el “Emprendedor del Año Argentina 2025” de EY, en la categoría Ejecutivo.
Neuquén se posiciona en la producción minera no metalífera, un segmento clave para la obra pública y privada, la industria y las cadenas de valor regionales. Según el balance 2024 de la secretaría de Ambiente y Recursos Naturales, la producción minera provincial alcanzó un valor de $33.994 millones y un volumen total de 3,87 millones de toneladas, consolidando una base sólida para el crecimiento sostenido del sector durante 2025.
El 62,3% de la producción correspondió a rocas de aplicación –principalmente áridos, caliza y piedra laja–, mientras que el 31,4% provino de minerales industriales como yeso, baritina y bentonita. Los áridos se mantienen como el insumo predominante, representando el 81,6% del total, esenciales para el apalancar el crecimiento de la explotación hidrocarburífera, la expansión de la infraestructura y el desarrollo urbano en la provincia.
Con 125 yacimientos activos y 3.345 puestos de trabajo directos e indirectos, la minería neuquina impacta especialmente en Zapala, Picunches y Pehuenches, donde dinamiza proveedores, transporte y servicios. La participación femenina, del 8,65%, muestra un avance sostenido hacia una actividad más inclusiva.
En materia comercial, el 95% de la producción se destina al mercado interno, abasteciendo la demanda local y regional, mientras que Chile y Estados Unidos se consolidan como los principales destinos internacionales: 21.006 toneladas exportadas a Chile por $1.056 millones, y envíos de bentonita a EE.UU. para alimento balanceado.
La secretaría de Ambiente y Recursos Naturales refuerza la competitividad del sector con una gestión ambiental rigurosa, basada en evaluaciones técnicas, trazabilidad, buenas prácticas extractivas y participación ciudadana. Además, trabaja con organismos provinciales en infraestructura habilitante —caminos, energía y saneamiento— que potencia la eficiencia productiva y el desarrollo sostenible.
Con una minería no metalífera en expansión, Neuquén complementa el potencial energético de Vaca Muerta con una base productiva diversificada y ambientalmente responsable. Los resultados de 2024 ratifican un rumbo de crecimiento sostenido que continúa durante 2025, fortaleciendo el perfil minero y energético de la provincia.
El gobernador Alberto Weretilneck recorrió la construcción de los seis tanques de almacenamiento que tendrá el oleoducto Vaca Muerta Oil Sur en Punta Colorada, cerca de Sierra Grande. Días atrás finalizó la descarga de 8 mil toneladas de acero, material destinado a la obra.
“Es una enorme satisfacción ver cómo esta obra avanza con el compromiso de todos. Durante años Río Negro dependió de la construcción de hospitales o escuelas y muchas familias debían irse a otras provincias para encontrar trabajo”, expresó el mandatario provincial.
Weretilneck agregó que “hoy, gracias al esfuerzo conjunto de trabajadores, intendentes y legisladores, logramos que el 80% de quienes están construyendo el oleoducto sean rionegrinos. Este proyecto no sólo transforma nuestra economía, sino también la vida de miles de familias que pueden progresar en su propia tierra”.
El VMOS es uno de los proyectos estratégicos más importantes del país, que permitirá ampliar la capacidad de transporte de petróleo desde Vaca Muerta hasta el Atlántico, consolidando a Río Negro como un actor clave en la matriz energética nacional.
En ese sentido, Weretilneck afirmó que “con el Vaca Muerta Oil Sur estamos demostrando que Río Negro es una provincia seria, previsible y confiable para invertir. Obras de esta magnitud nos consolidan como una provincia exportadora de petróleo y gas, y nos proyectan a una etapa de desarrollo sostenido que, si seguimos trabajando así, va a durar al menos hasta el 2030″.
El Gerente General de VMOS, Gustavo Chaab, explicó que los 6 tanques almacenarán en total 720 millones de litros de petróleo y que “actualmente hay alrededor de 400 personas trabajando, pero cuando estemos en el pico de la construcción, que va a ser marzo-abril de 2026, vamos a llegar a 1.500 trabajadores en la obra”.
Por decisión del gobernador Alberto Weretilneck se aprobó recientemente la Ley Provincial 80/20, que establece que en todas las obras estratégicas declaradas de interés provincial el 80% de los trabajadores deben ser rionegrinos. En ese sentido, el Delegado de UOCRA en Sierra Grande, Jorge Pazos, destacó la decisión política de proteger la mano de obra local y afirmó que “tenemos la posibilidad de que las familias de Sierra Grande hoy puedan contar con un trabajo digno y, a dos meses de las fiestas, que puedan pensar en una Navidad diferente a la de años anteriores”.
Con este proyecto, Río Negro refuerza su papel estratégico en el futuro energético de la Argentina, generando empleo, inversión y desarrollo federal.
Acompañaron la recorrida la Intendenta de Sierra Grande, Roxana Fernández y el Presidente del Bloque de Legisladores de JSRN, Facundo López.
Los precios del oro se dispararon por encima de los 4.000 dólares por onza. Los analistas interpretan que los inversores buscan salir de activos de riesgo y refugiarse en activos seguros. El oro spot saltó más de un 3% en las operaciones, consolidando una racha alcista que viene dándose desde nero pasado.
La última racha alcista se produce mientras los mercados se preparan para posibles recortes de tasas de la Reserva Federal más adelante este año y a medida que los inversores ven cada vez más el lingote como una cobertura contra el caos político y geopolítico.
Reuters señaló que los rendimientos de los bonos del Tesoro de Estados Unidos se han suavizado debido a los flujos hacia activos seguros, mientras que los fondos cotizados en bolsa vinculados al oro físico registraron sus mayores entradas de capital desde mediados de 2023.
Los analistas dijeron que los bancos centrales, particularmente en Asia y Medio Oriente, continúan expandiendo sus tenencias ante la preocupación por la estabilidad a largo plazo del dólar.
La corrida hacia el oro también refleja la creciente escala de las tenencias del metal por parte de Estados Unidos. Datos recientes muestran que el valor de las reservas de oro de Estados Unidos ahora ha superado por primera vez 1 billón de dólares, impulsado por la apreciación del precio y no por nuevas adquisiciones.
A nivel global, los mercados de metales preciosos se han fortalecido en todos los frentes mientras los inversores se cubren contra la inflación, el riesgo cambiario y la incertidumbre geopolítica, con la plata y el platino también alcanzando máximos de varios años.
Faltan pocos días para la realización de la quinta edición de Future Energy Summit Colombia, el encuentro más importante del sector energético en Hispanoamérica, que tendrá lugar el 21 y 22 de octubre en el Hotel Hilton de Bogotá y reunirá a los principales players del ecosistema energético para analizar, proyectar e impulsar la transición energética de Colombia y la región Andina.
Colombia atraviesa una fase de transformación acelerada. En junio de 2025, alcanzó los 2030 MW de capacidad solar fotovoltaica instalada, lo que representa un crecimiento del 59 % respecto al año anterior.
Sin embargo, solo 1299 MW cuentan con reconocimiento en la Capacidad Efectiva Neta (CEN), lo que refleja los desafíos técnicos que persisten en el sistema.
A su vez, el Ministerio de Minas y Energía proyecta la entrada en operación de 697 MW adicionales este año, con 22 nuevos proyectos y una inversión superior a 500 millones de dólares. En este contexto, FES Colombia 2025 se presenta como una plataforma estratégica para destrabar cuellos de botella y consolidar avances.
Durante dos jornadas, el evento abordará los principales temas que definen el futuro energético del país: energía solar, almacenamiento, regulación, inversión, eólica y cooperación regional.
La discusión sobre desarrollo solar se iniciará con el panel “Siguientes pasos en el desarrollo de la energía solar fotovoltaica en Colombia: Visión de líderes”, con Héctor Nuñez (Sungrow) e Ignacio Mesalles (JA Solar).
Le seguirá el panel “Visión de CEOs sobre el futuro energético de Colombia”, con Francesco Bertoli (Enel Colombia) y María Fernanda Suárez (Banco Popular), donde se debatirá sobre sostenibilidad, competitividad y riesgos estructurales del sistema.
El avance de las soluciones tecnológicas será el eje del panel “Energía solar: soluciones tecnológicas y apuestas de negocio”, con Lina Beltrán (Atlas Renewable Energy), Luciano Silva (Trina Storage), un representante de Canadian Solar y Nelson Benavides (Nexans). Además, Luis Castillo (Solax Power) presentará una keynote sobre integración de sistemas fotovoltaicos y almacenamiento.
La visión de los actores financieros y tecnológicos será central en el panel “Energía renovable en la apuesta por la seguridad energética”, con Juan Esteban Hernández (EDF Power Solutions), Freddy Mendoza Berdella (Risen), Eva Ma (ZNShine Solar) y Gracia Candau (Atlántica Sustainable Infrastructure).
El almacenamiento tendrá una mesa propia: “¿Estamos listos para el siguiente paso?”, con la participación de Manuel Bervejillo (Ventus), Marco Ricci (Solis), Santiago Parra (Erco Energía), Ricardo Garro (CATL) y Mauricio Ocampo (Terpel Sunex).
La mirada regional se ampliará en la conversación “Energía Eólica Onshore & Offshore”, con un representante de Nordex Group y Diana Barbosa (Lilan Energy). También se sumará la keynote de DIPREM, a cargo de Ximena Castro Leal.
El cierre del día uno estará marcado por el panel sobre generación distribuida y almacenamiento, con Jesús Rojas (Greenyellow), Hernando Restrepo (Sungrow) y Andrés Iriarte (Trina Solar), y por el análisis de prioridades regulatorias, con Natalia Gutiérrez (ACOLGEN), Antonio Jiménez Rivera (CREG), Amylkar Acosta, Ángela Patricia Álvarez Gutiérrez (FENOGE) y Nicolás Rincón Munar (DNP).
Cooperación regional y estrategias de inversión
El segundo día abrirá con la conversación “Planes gubernamentales y metas de descarbonización”, a cargo de Juan Fernando Castro Martínez, Viceministro de Energía de Guatemala. Seguirá la keynote de Antai Solar, presentada por Raúl Canseco.
En el panel sobre transición energética en la región Andina, participarán Camilo Bejarano (JA Solar), un representante de Alurack, Sixto Fernández (Vatia) y Cristian Díaz (CTG Latam). Las estrategias de financiación serán abordadas por Enrique Cadena (FDN), Susana Gutiérrez (KAI Energy Capital), Yuichiro Benito Inoue (IFC) y Miguel Hernández (ACOSOL).
El cierre será con la conversación “Sinergias entre países vecinos”, liderada por Juan Pablo Crane (Greenwood Energy), que pondrá en foco la necesidad de marcos regionales coordinados y desarrollo de infraestructura compartida.
Empresas protagonistas y networking de alto nivel
FES Colombia 2025 contará con la participación de las principales compañías del sector, entre ellas Sungrow, JA Solar, Trina Solar, Solis, DIPREM, Nexans, Risen, Canadian Solar, ZNShine Solar, GCL, Great Power, Nordex, Alurack, Chint, Ventus, Solax Power, BLC Power Generation, CATL, Enermant, Afry, Antai Solar, Erco Energía y KAI Energy Capital.
Además de su agenda de contenidos, el evento se distingue por sus espacios de networking, donde cientos de representantes de empresas exploran oportunidades de negocio, cierran acuerdos y desarrollan alianzas que impulsan la transición energética en la región.
Durante su participación en FES Perú, Luis González Castillo, General Manager para Latinoamérica en Solax Power, presentó el nuevo portafolio de soluciones tecnológicas que la empresa está desplegando en la región, con el objetivo de acelerar la transición energética a través del almacenamiento a gran escala. “La transición tecnológica es la base de la transición energética”, enfatizó el ejecutivo, quien lidera las operaciones desde la oficina regional en Colombia.
Solax Power, de origen chino, comenzó su expansión en América Latina hace cinco años, con operaciones en Brasil, México y, más recientemente, Colombia. “Empezamos por Brasil hace 4 o 5 años, luego en México y nuestra última oficina es la de Colombia”, recordó Castillo.
Actualmente, el fabricante es reconocido por su presencia en el mercado europeo y su estrategia se orienta al desarrollo de soluciones tanto para pequeños como para grandes proyectos. “Hacemos equipos desde los más pequeñitos, un microinversor, hasta los sistemas de almacenamiento a gran escala”, explicó.
Uno de los anuncios principales del keynote fue la incorporación del inversor Grand, con potencias de 300, 330, 333 y 350 kW, diseñado especialmente para atender las exigencias normativas en mercados como el colombiano. “El equipo de 333 es el que se ajusta y potencializa la granja de 1 MW”, detalló, aludiendo a los límites regulatorios que exigen no superar los 999 kW. Estas unidades permiten inyectar energía al sistema interconectado nacional o al circuito interno de una industria para autoconsumo.
Para escalar aún más los proyectos, la compañía también incorpora cabinas de transformación que permiten alcanzar potencias desde 3 hasta 8.9 MW. “Es el estándar que la industria nos está poniendo el día de hoy”, señaló. Esta tecnología es aplicable a desarrollos de hasta 20 MW o más, según los requerimientos de cada mercado.
El ejecutivo fue enfático en subrayar que la transición energética no puede avanzar sin respaldo técnico. “Avanzar en regulación tiene que estar acompasado con una disponibilidad tecnológica”, remarcó, y destacó que esta disponibilidad debe darse en módulos, inversores y almacenamiento. Según su visión, sin tecnología concreta no hay forma de que los decretos, incentivos o marcos normativos tengan impacto real.
En este contexto, Castillo presentó una de las innovaciones más esperadas: el sistema tipo tren, diseñado para cubrir potencias intermedias entre 250 y 500 kW, con una capacidad de almacenamiento de hasta 1 MWh. “Estamos viendo que los sistemas de almacenamiento necesitan también una granularidad”, expresó. Estas soluciones ya están en operación en mercados como República Dominicana, donde el marco regulatorio está más desarrollado.
Para proyectos mayores, la compañía ofrece configuraciones de 2.5 a 5 MWh de almacenamiento. “¿Qué tan grande puede ser el proyecto? Dependiendo la necesidad de cada desarrollador o de cada compañía”, planteó Castillo, al explicar que la tecnología que ofrece Solax Power está diseñada para adaptarse a las necesidades reales del mercado.
En su cierre, el ejecutivo dejó un mensaje claro: “Estamos llamados a innovar, estamos llamados a ser más eficientes”.
Y concluyó: “Tienen un equipo lo suficientemente sólido para estar desde el génesis del proyecto, desde el momento cero hasta el comisionamiento”. Con una visión pragmática, pero ambiciosa, el fabricante busca posicionarse como un aliado estratégico en el crecimiento de la infraestructura energética renovable en América Latina.
La República Dominicana y Puerto Rico están reactivando un proyecto de interconexión eléctrica que podría convertirse en una infraestructura clave para la transformación energética del Caribe. La idea, que lleva más de tres décadas en discusión, ha cobrado impulso por el desarrollo tecnológico, la madurez de ambos mercados y la necesidad compartida de mejorar la resiliencia de las redes eléctricas.
En exclusiva con Energía Estratégica, el superintendente de Electricidad de República Dominicana, Andrés Astacio, reveló que el proyecto contempla una capacidad estimada de 700 MW. Esta cifra representa entre el 8 y el 10% de la demanda combinada de ambos sistemas eléctricos. El cable submarino, cuyo trazado aún está en evaluación ambiental, tendría una extensión de aproximadamente 112 kilómetros.
“Ya las economías de República Dominicana y Puerto Rico son economías de tamaños similares”, manifiesta Astacio, al destacar que hoy existen las condiciones técnicas y económicas necesarias para avanzar.
El funcionario considera que esta infraestructura podría ser el primer paso hacia una red de interconexiones más amplia entre islas del Caribe. En esa línea, remarcó que “Latinoamérica es la región con mayor cantidad de fuentes renovables en todo el planeta, pero el Caribe, de toda esta región, es aquel pedacito que no tiene”.
Este tipo de interconexión requiere también marcos regulatorios sólidos y mecanismos jurídicos claros entre Estados soberanos. Durante su intervención en el III Foro de Reguladores, Astacio sostuvo que “todo comienza y todo termina con la regulación”, destacando que no se trata únicamente de infraestructura o financiamiento, sino de normas que garanticen el equilibrio entre integración y soberanía.
“Ningún Estado va a estar dispuesto a ceder su capacidad de gestionar su soberanía energética”, afirmó.
En exclusiva, el superintendente confirmó a Energía Estratégica que la iniciativa aún no figura en el Plan Energético Nacional de República Dominicana a 2036. Sin embargo, anticipó que, de concretarse avances significativos, “es bastante probable que en 2031 ya se tenga que hacer un ajuste cuando este proyecto avance”.
Además, vaticinó que el avance de tecnologías de almacenamiento a gran escala será determinante para hacer viable esta integración regional, en particular frente a la variabilidad de la oferta renovable.
Semana de la Energía y visión regional
Durante la X Semana de la Energía celebrada en Santiago de Chile, Astacio subrayó el valor del encuentro como espacio de reflexión y cooperación regional: «El evento es un buen momento para que todos los países de la región nos sentemos, reflexionemos, compartamos experiencias”.
“Toda la industria energética no son infraestructuras, no son regulaciones. Es cómo nosotros ponemos todo esto en favor de la mejoría de la calidad de vida”, añadió.
Respecto al pacto de descarbonización que firmarán los países de Centroamérica y el Caribe, Astacio considera que más allá de los anuncios, lo importante es el consenso técnico y político que ya se está consolidando.
“Todos estamos muy alineados en lo que entendemos que es lo mejor para nuestro pueblo. Estamos poniendo aparte cualquier diferencia ideológica y le estamos dando prioridad al futuro que estamos construyendo”, expresó.
En cuanto al presente energético dominicano, Astacio explicó que la licitación en curso apunta a acelerar la transición definida por el gobierno.“Responde a la política energética marcada por el gobierno central, que es transicionar aprovechando los recursos disponibles”, detalla. Una de las prioridades es impulsar el almacenamiento eléctrico para equilibrar la alta generación solar diurna con la demanda nocturna.
“Estamos tratando de darle impulso a la penetración de almacenamiento de electricidad de forma tal que podamos darle más resiliencia a nuestras redes eléctricas. Y desde la administración pública garantizamos la transparencia y la pluralidad de ofertas en todos nuestros procesos”, subrayó.
La interconexión con Puerto Rico, con una capacidad estimada de 700 MW, asoma como un componente estratégico para el futuro energético dominicano y regional. Con impacto en seguridad, estabilidad, eficiencia y sostenibilidad, el proyecto podría sentar las bases de una red eléctrica integrada para el Caribe. “Este proyecto va a ser disruptivo para nuestros países y probablemente para toda nuestra región”, concluye Astacio.
Sungrow, proveedor líder mundial en soluciones fotovoltaicas y sistemas de almacenamiento de energía (BESS), refuerza su posicionamiento global a través de su participación destacada en el PVBook, el catálogo internacional estratégico y gratuito desarrollado por Energía Estratégica.
Con más de 515 GW de inversores fotovoltaicos instalados a nivel mundial y 75 GWh de capacidad anual en sistemas de almacenamiento, la firma sigue avanzando con soluciones que combinan innovación, eficiencia y confiabilidad técnica en condiciones operativas exigentes.
Uno de los productos centrales en su propuesta es el inversor SG350HX, una solución string multi MPPT para sistemas de 1500 Vdc, que ofrece hasta 16 MPPTs con una eficiencia máxima del 99%.
Diseñado para adaptarse a módulos de más de 500 Wp gracias a su capacidad de 20 A por string, este inversor incorpora intercambio de datos con trackers, comunicación PLC, escaneo de curva IV y operación con redes eléctricas débiles bajo el estándar SCR21.15.
Además, posee monitoreo AC/DC en tiempo real y un interruptor DC que actúa automáticamente en caso de falla, garantizando una operación segura y estable.
Junto al inversor, Sungrow pone en valor sus sistemas BESS ST5015UX-2H y ST5015UX-4H, parte de la nueva generación PowerTitan 2.0. Estas soluciones están refrigeradas por líquido y cuentan con un sistema inteligente de gestión térmica que optimiza el consumo auxiliar y la vida útil de la batería.
El diseño, completamente pre-ensamblado y con un enfoque modular, facilita la instalación y puesta en marcha, al mismo tiempo que reduce el espacio físico requerido y permite operaciones seguras gracias a su arquitectura interna que separa el armario de baterías del de potencia.
Complementando su oferta tecnológica, Sungrow lanzó su producto más reciente: el sistema PowerTitan 2.0, una solución que redefine la eficiencia operativa en almacenamiento. Esta integración de inversores y baterías en un contenedor de 20 pies con capacidad de 5 MWh permite una implementación más rápida, segura y compacta, reduciendo hasta en un 33% el espacio requerido para instalaciones de 100 MWh.
Con una eficiencia superior al 90% en el punto medio de la estación de media tensión, este sistema representa una evolución clave para proyectos que demandan escalabilidad y rendimiento sostenido.
Presencia estratégica en América Latina
La compañía extiende esta propuesta a diversos mercados de la región, de tal manera que en Perú, participa en la Central Solar Fotovoltaica San Joaquín, de 104,3 MWac, utilizando inversores SG1100UD, y en la primera planta solar flotante del país, desarrollada en Ica junto a Migiva Group.
Mientras que en Colombia, alcanza los 1500 MW acumulados, con 500 MW en desarrollo activo, sustentados por tecnologías híbridas y contratos de mantenimiento a largo plazo (LTSA).
En tanto que en República Dominicana, ya suma 600 MW en soluciones con almacenamiento y proyecta 300 MW adicionales, y en Honduras lidera el desarrollo de un sistema de 440 MWh en baterías, considerado un hito estratégico para la región.
Estas experiencias refuerzan el posicionamiento de Sungrow como socio tecnológico integral, capaz de responder a las demandas de proyectos solares y BESS de gran escala, adaptándose a los requerimientos técnicos y normativos de cada país, y aportando soluciones modulares y eficientes que simplifican la ingeniería y aceleran el tiempo de puesta en marcha.
Caso de éxito en Chile: el BESS del Desierto
El 24 de abril de 2025 se inauguró el proyecto BESS del Desierto, desarrollado por Atlas Renewable Energy, que se posiciona como el sistema de almacenamiento independiente más grande de Latinoamérica.
Con una capacidad instalada de 200 MW y 800 MWh, esta instalación ubicada en María Elena, en pleno desierto de Calama, permitirá entregar más de 280 GWh anuales de energía limpia al sistema eléctrico nacional de Chile.
El proyecto está compuesto por más de 300 unidades del sistema PowerTitan 1.0 de Sungrow, una solución de alta densidad energética, refrigeración líquida y diseño modular que garantiza eficiencia en uno de los entornos más extremos del planeta: el desierto de Atacama.
Además de su contribución a la red eléctrica, este proyecto provee energía a 27 terminales de carga para autobuses eléctricos, mediante un contrato de 15 años con EMOAC (filial de Copec), beneficiando a más de 2.500 vehículos eléctricos y consolidando la infraestructura de movilidad limpia en el país.
El plan Argentina LNG, impulsado por YPF con la colaboración técnica de Eni, busca transformar la producción excedente de gas de Vaca Muerta en un polo exportador de gas natural licuado (GNL), con proyección hacia Europa y Asia. La iniciativa se desarrollará mediante unidades flotantes de licuefacción (FLNG), aprovechando la experiencia de Eni en proyectos similares en Congo y Mozambique.
Capacidad y Expansión
El proyecto prevé una capacidad inicial de 12 millones de toneladas anuales (MTA), con posibilidad de expansión a 18 MTA y proyecciones de hasta 30 MTA para 2030, consolidando a Argentina como un actor relevante en el mercado global de GNL. Cada unidad FLNG inicial tendría capacidad de 6 MTA, posicionadas en el Golfo de San Matías, en la costa rionegrina.
Inversión e Infraestructura
La inversión inicial supera los US$ 6.000 millones, destinada a la construcción de dos unidades flotantes de licuefacción, junto con el gasoducto troncal que transportará el gas desde la cuenca neuquina hasta la costa atlántica de Río Negro. Considerando toda la infraestructura, terminales marítimas, transporte y expansión, la inversión total estimada podría alcanzar US$ 25.000 millones.
Potencial Económico
Una vez operativo, el proyecto podría generar ingresos por exportaciones de hasta US$ 20.000 millones anuales, dependiendo de la capacidad alcanzada y las condiciones del mercado internacional. Esto posicionaría a Argentina como un exportador significativo de GNL y reforzaría el desarrollo de Vaca Muerta como reserva estratégica de gas no convencional.
Respaldo Legal y Regulación
El proyecto cuenta con el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), que garantiza estabilidad jurídica, fiscal y regulatoria por 30 años, brindando seguridad a los inversores internacionales. Este respaldo convierte a Argentina LNG en una de las mayores inversiones privadas en la historia energética argentina.
Avances Recientes
En octubre de 2025, YPF y Eni firmaron un acuerdo de ingeniería final, acercándose a la decisión final de inversión (FID). Además, se prevé la firma de un acuerdo de diseño de ingeniería en Buenos Aires, consolidando los avances hacia la implementación del proyecto.
Transclor S.A., dedicada a la producción y distribución de productos electroquímicos, anunció la finalización y puesta en funcionamiento de su nueva estación transformadora de alta tensión, una obra que demandó una inversión de U$S 20 millones y que ya está operativa.
El proyecto no solo optimiza el desempeño de su planta industrial, sino que además mejora la disponibilidad energética del partido de Pilar, se indicó.
La energía eléctrica es un insumo crítico para el desarrollo de la industria electroquímica. “Con esta infraestructura en marcha, Transclor fortalece su capacidad operativa y reduce sus costos de producción. Este avance se enmarca dentro de una estrategia energética más amplia, en la que la compañía ya incorpora energía renovable en su matriz de consumo y busca ampliar su participación en ese segmento”, se describió.
Además del impacto interno, la obra genera un beneficio directo para la comunidad: al migrar el consumo de la planta a una línea de alta tensión, se libera capacidad en la red de media tensión, lo que permite mejorar el suministro eléctrico del Parque Industrial de Pilar y de otras zonas del municipio, acompañando el desarrollo productivo y residencial del distrito, puntualizó la compañía.
“Esta obra forma parte del plan de crecimiento de Transclor, con foco en infraestructura crítica, competitividad y compromiso con el entorno en el que opera”, se destacó.
La Secretaria de Energía, María Tettamanti, sostuvo que “el sector energético sufrió durante años una fuerte descapitalización producto de la intervención estatal en distintos segmentos de la cadena productiva, y de reguladores que no respetaron los principios tarifarios establecidos por la ley. Este Gobierno está trabajando en revertir ese daño”.
En una exposición formulada en el marco del “Congreso del Mercado de Gas”, organizado por la Asociación de Consumidores Industriales de Gas, ACIGRA, la funcionaria se refirió a la regularización tarifaria y la previsibilidad en el rubro señalando que “Para que haya inversión, las industrias necesitan previsibilidad”, y que “con la Revisión Quinquenal Tarifaria (RQT) definimos niveles tarifarios en 30 cuotas y un mecanismo de actualización mensual que evita la pérdida de valor real. Ese segmento ya está normalizado”.
“Otro aspecto clave de la regularización tarifaria es el mecanismo de passthrough del gas, que permite que las distribuidoras compren el gas que luego suministran. El ENARGAS estableció un procedimiento claro y transparente para este proceso y queremos avanzar hacia la privatización de la gestión de compra de gas”.
“Hoy, durante el invierno, es ENARSA quien gestiona la compra de gas -tanto el de productores del Plan Gas como el importado vía GNL—, pero ese rol debe pasar a las distribuidoras, que son quienes deben comercializarlo”, afirmó.
En cuanto al mercado mayorista de gas Tettamanti planteó que “Tenemos que reorganizar el sistema de transporte”. “Si las distribuidoras no saben qué rutas de transporte firme tendrán para su demanda prioritaria, o las industrias desconocen de qué cuencas deben comprar, se vuelve muy difícil descentralizar y liberar el mercado de compra y venta de gas natural”.
“Cada distribuidora debería contratar transporte en rutas que le permitan abastecer a sus usuarios y con eso podrán buscar contratos de suministro a largo plazo”, señaló.
El Ministerio de Infraestructura y Servicios Públicos, a través de la Subsecretaría de Energía de la Provincia de Buenos Aires, firmó un convenio con autoridades de la Universidad Tecnológica Nacional (UTN) y el Foro Regional de Energía de Buenos Aires (FREBA) para financiar el desarrollo y la implementación del primer dispositivo argentino en escala real para el aprovechamiento de energía undimotriz.
Esta nueva tecnología, también conocida como energía olamotriz, es la que aprovecha el movimiento de las olas para generar electricidad y se instalará en la Escollera Norte del Puerto de Mar del Plata. Se trata de un hito para la industria y la ciencia argentina, ya que combina investigación aplicada, transferencia tecnológica y producción local, fortaleciendo el vínculo entre Universidad, Estado y sector privado.
El convenio específico que se suscribió prevé un financiamiento con fondos destinados para la Investigación y el Desarrollo provenientes del Programa Provincial de Incentivos a la Generación de Energía Distribuida Renovable (PROINGED), administrado conjuntamente por la Subsecretaría de Energía y el FREBA. Los fondos del PROINGED provienen del agregado tarifario renovable, que los usuarios abonan en la factura de electricidad de la Provincia de Buenos Aires.
El convenio fue firmado en el Centro Bonaerense de Energías Renovables por el subsecretario de Energía, Gastón Ghioni; el presidente de FREBA, Fernando Pini; el secretario General del Foro, Gustavo Piuma Justo; el decano de la UTN Regional Buenos Aires, Guillermo Oliveto; y el coordinador del PROINGED, Ricardo Lospinnato.
Desde la Provincia de Buenos Aires remarcaron que es prioridad impulsar este tipo de proyectos estratégicos para diversificar la matriz energética y promover tecnologías innovadoras de origen nacional. Asimismo, se avanza en la generación de conocimiento y en el desarrollo de energías limpias, posicionándose como referente en la región en materia de innovación tecnológica y sostenibilidad.
Con una potencia de 50 kilovatios, el nuevo parque solar instalado en el techo de la Facultad de Filosofía, Humanidades y Artes de la Universidad Nacional de San Juan (UNSJ) marca un avance histórico en eficiencia energética. La obra, ejecutada por la empresa sanjuanina Electrónica Centro SRL, demandó una inversión superior a 72 millones de pesos y permitirá cubrir casi la totalidad del consumo eléctrico del edificio.
Según replicó el diario Zonda, el proyecto, impulsado por la UNSJ, llegó a su etapa final tras nueve meses de trabajo y supervisión por parte del Ministerio de Infraestructura de la Provincia, que aprobó cada una de las fases de ejecución.
El responsable técnico de la empresa adjudicataria, Cristian Rosas, explicó que la instalación implicó un desafío técnico importante debido a la estructura del edificio.
El diseño incorporó una solución innovadora: los techos del depósito fueron reemplazados por los propios paneles solares, unidos mediante un compuesto elástico con alta resistencia térmica.
La planta cuenta con paneles solares de última generación, los primeros de su tipo en la provincia. Cada uno produce 720 watts y posee tecnología bifacial, lo que le permite captar energía tanto por la parte frontal como por la trasera, incrementando su eficiencia.
El sistema se encuentra conectado a un inversor inteligente Grobat, que permite monitorear en tiempo real todos los parámetros de generación mediante una plataforma remota.
La energía generada por la planta equivale al consumo de entre 60 y 70 viviendas promedio, cubriendo así los dos medidores eléctricos del edificio. Además, su impacto beneficia a todo el entorno urbano.
El proyecto también requirió trabajos metalúrgicos especiales para adaptar la estructura del antiguo edificio universitario a las nuevas normas de seguridad y construcción.
La empresa YPF incorporó la posibilidad de pagar en dólares desde su aplicación móvil, una nueva herramienta de pago que estará disponible para la compra de combustible, productos en las Tiendas FULL y servicios provistos por YPF Boxes en toda la red de estaciones de servicio del país.
La funcionalidad se suma a la propuesta de Dinero en Cuenta (DeC) de la compañía, buscando ofrecer a los clientes mayor flexibilidad y más opciones para la gestión de sus consumos.
Según informó la empresa, todos los usuarios que cuenten con Dinero en Cuenta (DeC) habilitado y posean una cuenta bancaria en dólares (CBU) a su nombre podrán transferir fondos a la cuenta corriente en USD de YPF Digital (YDI) en Banco Santander.
La solución fue definida como ágil y segura, contando con el respaldo de Banco Santander.
Guillermo Garat, presidente de YDI, afirmó que esta opción “brinda a nuestros clientes mayor flexibilidad y transparencia a la hora de elegir cómo gestionar sus consumos en nuestras estaciones de servicio”.
Garat añadió que la incorporación de la solución refuerza el compromiso de la entidad de “innovar permanentemente en la experiencia digital de los clientes de YPF”.
Al momento de efectuar la transacción, la App YPF mostrará al usuario el monto equivalente en pesos y especificará el tipo de cambio de referencia aplicado, que será el dólar comprador del Banco Nación.
YPF Digital aclaró que los fondos depositados en dólares estarán disponibles exclusivamente para consumos dentro del ecosistema de YPF.
Es importante señalar que el pago realizado mediante esta función no implica operaciones de cambio, ya que no existe compra ni venta de moneda extranjera por parte de la empresa.
Adicionalmente, la herramienta cuenta con restricciones específicas: no se permitirá el retiro de efectivo, las transferencias a terceros ni la realización de pagos mixtos.
En caso de requerirse una devolución, el reintegro de los fondos se efectuará únicamente a la misma cuenta bancaria desde donde se originó el fondeo.
La Corte Suprema de Justicia dejó firme el cierre de una causa contra la ministra de Seguridad, Patricia Bullrich, su entonces jefe de Gabinete, Pablo Noceti, y tres jefes de Gendarmería que habían sido denunciados en 2017 por comunidades mapuches tras un operativo en la zona de Campo Maripe, en Neuquén, cuando los manifestantes bloqueaban el ingreso al yacimiento Vaca Muerta.
Con la firma de los ministros Horacio Rosatti, Carlos Rosenkrantz y Ricardo Lorenzetti, el máximo tribunal rechazó la queja presentada por Pedro Pugliese, defensor público de Víctimas de la provincia de Neuquén y apoderado de las querellas, al considerar que fue interpuesta “en forma extemporánea”.
Los hechos se remontan a junio de 2017, cuando Bullrich, Noceti y los jefes de Gendarmería Héctor Luis Lager, Jorge Elías Mariani y Carlos Ariel San Emeterio fueron acusados de abuso de autoridad por haber desplegado un operativo que impidió la libre circulación de integrantes de la comunidad mapuche Lof Campo Maripe, en un procedimiento solicitado por YPF para garantizar el acceso a sus operarios.
El fallo de las instancias inferiores
El juez de Bariloche Gustavo Villanueva sobreseyó a los funcionarios al entender que estaban habilitados para actuar, decisión que fue confirmada por la Cámara Federal de Apelaciones de Neuquén, que sostuvo que el bloqueo a los caminos fue una medida administrativa y no requería orden judicial.
El tribunal consideró además que el Ministerio de Seguridad tenía facultades para impartir órdenes a la Gendarmería en cualquier parte del país, y remarcó que el pedido de intervención surgió de la empresa YPF ante las dificultades para realizar tareas de mantenimiento en las locaciones 22 y 138 del yacimiento.
La querella, en representación de las comuneras Olga Mabel Campo y Lorena Noemí Bravo, apeló sin éxito ante Casación, que en diciembre de 2023 declaró inadmisible el recurso. La Corte Suprema, finalmente, ratificó esa decisión al desestimar la queja presentada fuera de plazo.
Los trabajadores del gas nucleados en la Federación de Trabajadores de la Industria del Gas Natural de la República Argentina (Fetignra) iniciaron hoy una jornada de paro total y movilización en reclamo de la reapertura de las negociaciones paritarias y mejoras en las condiciones laborales dentro de las empresas Camuzzi Gas Pampeana y Camuzzi Gas del Sur.
La medida de fuerza fue decidida tras asambleas en los sindicatos de base de La Plata, Mar del Plata, Bahía Blanca y en todo el ámbito patagónico, y contempla marchas hacia la sede central de la empresa y el Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas).
Desde el gremio señalaron que las compañías vienen registrando un “crecimiento exponencial de sus ingresos” a partir de los aumentos tarifarios y los pedidos de extensión de sus licencias de concesión, pero que se niegan “sistemáticamente” a discutir una actualización de los convenios colectivos, mientras “achican los planteles del sector operativo y afectan las condiciones de seguridad”.
La Fetignra advirtió que “se agotó la etapa del diálogo” con Camuzzi y que, si no se abre una instancia de negociación seria, “las medidas de fuerza se replicarán en todo el país”.
Axion energy puso en marcha la instalación de paneles solares en sus primeras cuatro estaciones de servicio con el objetivo de evaluar la performance del proyecto y planificar su expansión en 2026, avanzando hacia una red de estaciones más sustentable, eficiente y comprometida con el cuidado del ambiente.
Se estima que el 20 % del consumo eléctrico de cada una de estas estaciones será abastecido por el nuevo sistema fotovoltaico, que permitirá generar, entre las cuatro seleccionadas para esta primera etapa, hasta 285.000 kWh de energía renovable al año, equivalente al consumo promedio de 95 hogares.
La instalación de los paneles se hizo sobre los techos del área de surtidores y de los shops de las estaciones, aprovechando su buena orientación y cercanía al tablero general. Así, promoverán una reducción estimada de 56 toneladas de CO2 al año, equivalente a las que generaría un auto realizando 260 viajes de ida y vuelta entre las ciudades de Buenos Aires y Mar del Plata.
Sandra Yachelini, vicepresidente Comercial de Axion energy señaló que “Esta iniciativa es un paso concreto hacia un modelo energético más sustentable y eficiente para nuestras operaciones. A partir de los resultados de esta primera etapa, queremos extenderla a toda nuestra red y evaluaremos la mejor forma para poder seguir avanzando”.
Las primeras estaciones seleccionadas para esta etapa inicial están ubicadas en la ciudad de Córdoba, otra en Villa Allende (Córdoba), otra en Fisherton (Santa Fe) y la cuarta en el partido bonaerense de Ituzaingó, en la intersección del Camino del Buen Ayre con el Acceso Oeste.
Axion energy se propone transformar el abastecimiento energético de las estaciones de servicio mediante la instalación de paneles solares. Se estima que puede alcanzar un importante porcentaje de la red, dado el análisis técnico y económico que realizó la compañía, evaluando factores como nivel de consumo eléctrico, potencial de ahorro, radiación solar disponible en cada zona, infraestructura existente y duración restante de las concesiones.
Las estaciones que participan del proyecto se suman a una red creciente de más de una decena de operadores que ya han implementado equipos de paneles solares. Están ubicadas en Villa General Belgrano (Ruta Provincial N 5 y Av. Ojo de Agua, Córdoba), Mendoza (Saavedra 64), Córdoba capital (Juan B Justo 5225), Capital Federal (Av. Almafuerte 187 y Av. Brasil 2984), Gral. Pacheco (Ruta 197 y Mozart, Buenos Aires), Benavídez (Agustín M. García 9647, Buenos Aires), Funes (Los Olmos 727, Santa Fe), Mar del Plata (Constitución 4703, Buenos Aires), Chajarí (Belgrano y 9 de Julio, Entre Ríos), Haedo (Fasola y Gral. Actis, Buenos Aires) y Ramos Mejía (Avda. de Mayo 1601 – Esquina Pasco, Buenos Aires).
Este es un paso más en el camino que Axion energy se trazó para la incorporación de energías renovables. En 2024 instaló 88 paneles solares en el edificio de mantenimiento de su refinería en la ciudad de Campana, lo que contribuyó a reducir emisiones en aproximadamente 34 toneladas de CO2e anuales.
Además, sumando otras reformas, como las realizadas en los hornos Powerformer, DKU y DHT—, se logró mejorar en un 6% el Índice de Eficiencia Energética de la planta, con una disminución de emisiones equivalente a las generadas por 25.500 autos medianos usando un tanque de combustible por mes.
La Secretaría de Minería del Ministerio de Economía de la Nación, simplificó el trámite relacionado con traslados, trasferencias y desafectaciones de bienes importados con el beneficio del artículo 21 de la Ley de Inversiones Mineras (LIM), a través del cual las empresas están habilitadas a importar bienes nuevos o usados, repuestos e insumos, sin pagar derechos de importación y tasa de estadística.
A tal fin se crearon trámites específicos en la plataforma TAD (Trámites a Distancia) que permiten a los beneficiarios de la LIM iniciar expedientes directamente e incorporar la documentación e información concreta que requiere cada proceso.
Ello agilizará el análisis de cada pedido y evitará las demoras que se ocasionaban con los expedientes iniciados a través del trámite denominado “presentación ciudadana ante el poder ejecutivo”. Así, el usuario podrá hacer un seguimiento del expediente y contestar las subsanaciones que se le requieran sin perder la trazabilidad, se comunicó.
Esta modificación obedece a las políticas de desburocratización y simplificación impulsadas por el Estado Nacional, especialmente las orientadas a la economía y a la relación entre el Estado, los ciudadanos y las empresas, mediante la modernización tecnológica, la digitalización de procesos y la revisión de normativas excesivas, se indicó.
La Organización de Países Exportadores de Petróleo ampliada (OPEP +) anunció este domingo que a partir de noviembre aumentará la producción de crudo en 137.000 barriles diarios. Si bien se trata de un aumento, el anuncio sorprendió a los mercados que en función de reuniones e informes anteriores anticipaban un aumento de 500.000 barriles diarios, algo que la organización consideró “engañoso”.
El cartel de mayores productores y exportadores parece dirigida a evitar una caída mayor del precio internacional del crudo, que en la semana pasada había caído 8% y acumulado un retroceso del 18% en el año, porcentaje válido tanto para el petróleo “Brent”, de referencia en la Argentina, como el WTI con que se guía el mercado norteamericano.
La moderación en el aumento de producción de la OPEP + busca contener la caída del precio internacional del petróleo, un factor clave para la economía argentina y la sostenibilidad de las exportaciones de Vaca Muerta, que impacta directamente en la entrada de dólares y en la planificación energética del país, según replicó Infobae.
La Unión Industrial Argentina (UIA) y la denominada “Liga de Provincias Bioenergéticas” buscan que el Congreso trate una nueva ley de biocombustibles que actualice el marco vigente y otorgue previsibilidad a un sector que consideran clave para el desarrollo regional y la diversificación energética del país.
El proyecto, presentado en ambas cámaras legislativas, cuenta con el respaldo de los gobiernos de Catamarca, Córdoba, Corrientes, Entre Ríos, Jujuy, Misiones, Salta, Santa Fe y Tucumán, todas provincias con fuerte presencia en la producción de bioetanol y biodiésel. La entidad presidida por Martín Rappallini y con Eduardo Nougués como secretario presentó una nota formal al jefe de Gabinete, Guillermo Francos, solicitando el acompañamiento del Poder Ejecutivo al proyecto, que ya cuenta con estado parlamentario en ambas cámaras.
Su objetivo central es reemplazar el esquema actual de precios y cupos regulados por un sistema más abierto, que permita a los distintos actores competir mediante licitaciones transparentes y aumente gradualmente los niveles obligatorios de corte con combustibles fósiles.
El nuevo marco normativo propone un aumento progresivo en los cortes obligatorios de bioetanol y biodiésel, la apertura a nuevos usos en el transporte aéreo, marítimo y fluvial, y la habilitación de un mercado de libre comercialización por encima de los porcentajes mínimos.
Para el caso del gasoil, el porcentaje de biodiésel pasará del actual 7,5% al 15% en un plazo de tres años. Para las naftas, el corte mínimo de bioetanol se elevará del 12% al 15% en los próximos dos años.
Además, prevé reemplazar el actual esquema de cupos y precios administrados por un sistema de licitaciones entre privados, con el objetivo de dar mayor competitividad y transparencia al mercado. También incluye la incorporación de motores flex y kits de conversión, que permitirían optimizar el uso de biocombustibles de origen nacional.
El oleoducto Vaca Muerta Oil Sur ya genera más de 5.000 empleos y ocho de cada diez trabajadores son rionegrinos. “Lo prometimos y lo cumplimos: Río Negro es protagonista del desarrollo energético argentino, y lo es con empleo local y oportunidades reales para las familias de la provincia”, afirmó el gobernador Alberto Weretilneck.
De ese total, la obra sostiene 2.550 empleos directos. El impacto de la contratación local se distribuye en cada nodo del proyecto: desde la cabecera en Allen hasta la terminal de Punta Colorada, con picos de hasta 87% de contratación local.
El efecto se siente especialmente en Sierra Grande, Las Grutas y San Antonio Oeste, con ocupación hotelera plena y más de 150 alquileres destinados a trabajadores. El crecimiento se refleja también en nuevos comercios, servicios de apoyo y capacitación de proveedores locales, lo que multiplica las oportunidades en las comunidades.
Las proyecciones indican que hasta 2030 habrá plena ocupación para los trabajadores de la construcción en la provincia, consolidando a Río Negro como referente nacional en la generación de empleo de calidad.
La ley del 80/20
Por decisión del gobernador Alberto Weretilneck se aprobó recientemente la Ley Provincial 80/20, que establece que en todas las obras estratégicas declaradas de interés provincial el 80% de los trabajadores deben ser rionegrinos.
Se da especial prioridad para quienes residan a menos de 20 kilómetros y se fija un 20% de cupo reservado a mujeres y disidencias, garantizando más igualdad.
“Con esta obra estamos logrando trabajo real para nuestra gente. Desde ahora, cada avance en infraestructura significa un rionegrino o una rionegrina con empleo digno. No hay desarrollo posible si no es en beneficio directo de quienes viven en esta provincia”, afirmó Weretilneck.
YPF Digital suma una nueva funcionalidad en su APP YPF. A partir de ahora, los usuarios podrán pagar en dólares sus compras de combustible, productos en Tiendas FULL y servicios en YPF Boxes en toda la red de estaciones de servicio del país.
Esta innovación amplía la propuesta de Dinero en Cuenta (DeC), ofreciendo a los clientes mayor flexibilidad y opciones para gestionar sus consumos, se comunicó.
El pago en dólares brinda a nuestros clientes mayor flexibilidad y transparencia a la hora de elegir cómo gestionar sus consumos en nuestras estaciones de servicio. Estamos incorporando una solución segura, ágil y respaldada por Banco Santander, que se adapta a las necesidades de cada usuario y refuerza nuestro compromiso de innovar permanentemente en la experiencia digital de los clientes de YPF”, afirmó el presidente de YDI, Guillermo Garat.
Todos los usuarios que tengan habilitado DeC y posean una cuenta bancaria en dólares (CBU) a su nombre podrán transferir fondos a la cuenta corriente en USD de YDI en Banco Santander.
Al momento de la transacción, App YPF mostrará el monto equivalente en pesos y el tipo de cambio de referencia aplicado, que será el dólar comprador del Banco Nación.
Los fondos en dólares estarán disponibles exclusivamente para consumos dentro del ecosistema YPF. El pago no implica operaciones de cambio ya que no hay compra ni venta de moneda extranjera. No se permitirá retiro en efectivo, transferencias a terceros ni pagos mixtos, se indicó.
En caso de devolución, el reintegro se realizará únicamente a la misma cuenta bancaria desde donde se originó el fondeo.
Con esta nueva herramienta, YPF Digital reafirma su compromiso con la innovación, ofreciendo soluciones ágiles y seguras para sus clientes, con el respaldo de una entidad financiera de primer nivel como Banco Santander, remarcó la compañía.
El gobernador Alberto Weretilneck encabezó una recorrida técnica por el oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) en cercanías de Aguada Cecilio, donde dialogó con trabajadoras y trabajadores, supervisó los avances y destacó el cumplimiento de los plazos de una obra que ya marca un antes y un después en la historia energética del país.
“El Vaca Muerta Oil Sur va a cambiar la historia de la costa rionegrina y consolida a Río Negro como eje del desarrollo energético nacional”, afirmó el mandatario, quien recorrió el campamento PK327, acompañado por autoridades de las empresas Techint y SACDE y por dirigentes de la UOCRA.
Weretilneck valoró especialmente el compromiso de los equipos que hacen posible esta obra estratégica: “Más de 2.000 mujeres y hombres rionegrinos trabajan hoy a lo largo de toda la traza del oleoducto. Es el resultado de una provincia previsible, ordenada y que cumple”.
El VMOS sostiene actualmente unos 5.000 empleos directos e indirectos, con un promedio del 80% de mano de obra local y picos del 87% en algunos tramos, cumpliendo el compromiso asumido por la Provincia en defensa del trabajo rionegrino. Además, la obra potencia la economía y el comercio de la región, con contratación de pymes locales.
Durante la visita, el gobernador recorrió la estación de soldaduras y las áreas de descanso del campamento, donde saludó al personal y destacó la organización del obrador y las condiciones laborales del proyecto. También visitó el comedor y compartió el almuerzo con el personal.
En la visita estuvieron presentes el Ministro de Obras y Servicios Públicos, Alejandro Echarren; la ex Secretaria de Energía y Ambiente, Andrea Confini, impulsora del proyecto; la Secretaria de Trabajo, María Martha Ávilez; el Presidente del bloque de legisladores de JSRN, Facundo López; el Secretario General de la UOCRA Río Negro, Damián Miler; representantes de las empresas y legisladores provinciales.
Desde la UOCRA, su Secretario General, Damián Miler, agradeció “el acompañamiento permanente de la Provincia y la firme decisión del gobernador Weretilneck de garantizar que el trabajo del Vaca Muerta Oil Sur quede en manos de los rionegrinos”.
Los precios del crudo mostraron leves variaciones este martes tras la decisión de la alianza OPEC+ de aumentar su producción en noviembre, aunque en una magnitud menor a la que anticipaban los mercados. El ajuste, de apenas 137.000 bbp/d, fue interpretado como una señal de prudencia frente a un escenario de posible sobreoferta global hacia fin de año.
El Brent cotizó en torno a 65,56 US$ por barril, mientras que el WTI se ubicó en 61,77 US$, ambos con subas inferiores al 0,2 %. Las ganancias contrastan con el repunte de más del 1 % registrado en la jornada anterior, cuando el anuncio de OPEC+ fue inicialmente recibido como una medida favorable a la estabilidad del mercado.
Detrás de la decisión predomina un enfoque conservador. Los productores agrupados en OPEC+, liderados por Arabia Saudita y Rusia, buscaron evitar un aumento abrupto de la oferta en un momento en que los bancos y consultoras del sector proyectan una acumulación de inventarios durante el último trimestre del año y buena parte de 2025.
Analistas señalan que los precios se mantienen contenidos a la espera de confirmar si el aumento del petróleo almacenado en tránsito, en buques y depósitos flotantes, terminará reflejándose en mayores reservas en los países consumidores.
En paralelo, los datos de India aportaron un matiz positivo: la demanda de combustibles creció un 7 % interanual en septiembre, según cifras oficiales del país asiatico. La expansión del consumo en uno de los mayores importadores de crudo del mundo podría actuar como contrapeso ante los signos de desaceleración en otras regiones.
Sin embargo, el panorama general sigue marcado por la abundancia de oferta. JP Morgan estimó que los inventarios mundiales aumentaron 123 millones de barriles durante septiembre, incluyendo crudo almacenado en el mar. Además, China acelera la construcción de nuevas instalaciones para reservas estratégicas, consolidando una política energética orientada a reforzar su seguridad de suministro.
El frente geopolítico continúa agregando incertidumbre. La guerra entre Rusia y Ucrania mantiene tensión sobre la cadena de exportaciones energéticas, mientras que un ataque con drones contra la refinería rusa Kirishi el 4 de octubre provocó un incendio y la suspensión de su principal unidad de destilación. Según fuentes del sector, la reparación podría extenderse por varias semanas.
En este contexto, los analistas coinciden en que el equilibrio entre oferta y demanda dependerá principalmente de la evolución del consumo en Asia y de la capacidad de OPEC+ para ajustar su política de producción sin desestabilizar los precios. Por ahora, el bloque mantiene una línea de prudencia táctica, priorizando sostener el mercado antes que ganar participación inmediata.
Los días 21 y 22 de octubre, la ciudad de Bogotá recibirá a más de 500 ejecutivos, inversores, referentes empresariales y autoridades regulatorias en una nueva edición de Future Energy Summit (FES Colombia).
En esta quinta edición, el evento más relevante del sector energético en Hispanoamérica se proyecta como una plataforma clave para el fortalecimiento del ecosistema renovable en Colombia y la región andina, en un momento decisivo para el desarrollo de tecnologías limpias y la planificación energética de largo plazo.
La convocatoria se encuentra respaldada por una destacada participación de empresas líderes del sector, que actuarán como partners estratégicos, reflejando el compromiso del sector privado con el despliegue de soluciones innovadoras y con la consolidación de una agenda común para la transición energética.
Entre las compañías confirmadas se encuentran Sungrow, JA Solar, Trina Solar, Solis, DIPREM, Nexans, Risen, Canadian Solar, ZNShine Solar, GCL, Great Power, Nordex, Alurack, Chint, Ventus, Solax Power, BLC Power Generation, CATL, Enermant, AFRY, Antai Solar y Erco Energía, cubriendo toda la cadena de valor desde generación hasta integración tecnológica y almacenamiento.
El evento se celebra en un contexto de transformación acelerada para el mercado colombiano. Según datos oficiales, el país alcanzó en junio de 2025 una capacidad solar fotovoltaica instalada de 2030 MW, lo que representa un incremento del 59 % en relación con el año anterior.
No obstante, sólo 1299 MW cuentan con reconocimiento en la Capacidad Efectiva Neta (CEN), debido a las exigencias técnicas del sistema.
Con este panorama, el Ministerio de Minas y Energía proyecta para este año la incorporación de 697 MW adicionales, distribuidos en 22 nuevos proyectos renovables, con una inversión estimada superior a los 500 millones de dólares.
Estos datos no sólo reflejan el dinamismo del sector, sino también la necesidad de acelerar soluciones en almacenamiento, regulación y planificación de redes.
En este sentido, la participación de empresas especializadas adquiere un rol estratégico. Risen Energy, a través de su unidad especializada en almacenamiento de energía Risen Storage, presentará avances en sistemas de baterías de alta densidad y larga vida útil, pensados para estabilizar la red, optimizar el consumo y mejorar la integración entre generación y almacenamiento, reforzando el compromiso de Risen Energy con la transición energética global y la eficiencia del sector solar.
Dentro de su portafolio, el sistema iCon destaca por su diseño modular, capacidades de monitoreo inteligente y refrigeración líquida, con potencias de 100 kW/215 kWh y 125 kW/261 kWh, ofreciendo una solución robusta para plantas a gran escala. Estas tecnologías apuntan directamente a los desafíos actuales de Colombia y otros países de la región.
Por su parte, BLC Power Generation se posiciona como un actor clave en la implementación de proyectos híbridos, integrando renovables, almacenamiento y microredes para lograr mayor flexibilidad y eficiencia operativa.
La empresa ya ha implementado soluciones de monitoreo, control y automatización, tanto en plantas renovables como en entornos industriales. Y su enfoque modular y adaptable permite responder con agilidad a los marcos regulatorios locales, acelerando la puesta en marcha de proyectos y reduciendo el OPEX mediante herramientas de analítica avanzada.
A lo largo de dos jornadas, FES Colombia desarrollará paneles de alto nivel centrados en temas como los pasos en el desarrollo de la energía solar fotovoltaica, la visión estratégica de CEOs sobre el futuro energético colombiano, el rol de los inversores y líderes tecnológicos, y el escalamiento del almacenamiento energético vinculado a renovables.
También se abordará el panorama de inversiones en energía eólica onshore y offshore, así como los desafíos en materia regulatoria y política pública, junto con las metas de descarbonización e incentivos en LATAM.
Con una agenda técnica y multisectorial, FES Colombia se consolida como el punto de encuentro más relevante para las decisiones estratégicas del sector energético latinoamericano. A través de sus espacios de debate y networking, el evento reúne a las empresas más influyentes, junto con tomadores de decisión públicos y privados, para fomentar acuerdos y colaboraciones que permitan acelerar la transición energética en toda la región andina.
La Secretaría de Energía de Argentina adjudicó más proyectos BESS en la licitación de baterías AlmaGBA, la primera convocatoria pública e internacional enfocada en sistemas de almacenamiento stand-alone en el país.
Los proyectos designados son BESS Chingolo Sull (24 MW) y BESS Brown (22 MW), de las firmas Sullair y Rowing, respectivamente; ambos en las redes del AMBA de Edesur y a un precio de USD 12591 MWmes.
¿A qué se debe esta decisión? Tras haber adjudicado a 10 sistemas BESS por 667 MW en primera instancia a finales de agosto, el gobierno invitó a otros proyectos a mejorar sus ofertas económicas (en los términos del Artículo 19.4 del Pliego de Bases y Condiciones).
Sullair y Rowing aceptaron dicha propuesta para las centrales mencionadas, reduciendo los precios de BESS Chingolo Sull por USD 1309 MWmes (originalmente ofertó USD 13900 MWmes) y BESS Brown por USD 1609 MWmes (previamente era de USD 14200 MWmes).
Aunque cabe aclarar que hubo otras tres ofertas que declinaron la iniciativa del gobierno, incluyendo un proyecto de Rowing (BESS Perito Moreno – 18 MW), Genneia (BESS Bancalari – 30 MW) y MSU Green Energy (BESS Almirante Brown – 128 MW).
Tras esta nueva asignación, la potencia total adjudicada en la licitación AlmaGBA de Argentina se eleva de 667 MW a 713 MW, ampliando en 213 MW el objetivo inicial (la convocatoria apuntaba a 500 MW).
Además, la capacidad a instalar en las redes de Edesur aumenta de 167 MW a 213 MW, repartidos en cinco centrales; mientras que por el lado de Edenor se mantiene en 500 MW a lo largo de siete sistemas de baterías.
Por otro lado, la Secretaría de Energía de la Nación modificó el reintegro del esquema de pagos, estipulado en el Artículo 22.7 del PBC, en función de la siguiente progresión de acuerdo a la fecha de habilitación comercial (COD):
Hasta el 31 de agosto de 2026; 100%
Hasta el 31 de agosto de 2027; 75%
Hasta el 31 de diciembre de 2028; 50%
También el gobierno creó el Registro Nacional de Proyectos de Almacenamiento de Energía Eléctrica (RENPALMA), donde deberán inscribirse todos los sistemas BESS conectados al Sistema Argentino de Interconexión (SADI).
La Subsecretaría de Energía Eléctrica, a través de la Dirección Nacional de Generación Eléctrica, será la responsable de gestionar el RENPALMA. En tanto que los titulares de los proyectos inscriptos en el RENPALMA deberán mantener actualizada toda aquella información consignada o cualquier modificación, comunicando a la Dirección Nacional de Generación Eléctrica.
AES Argentina consolida su estrategia de crecimiento centrada en nuevos proyectos de generación renovable no convencional (ERNC) con un pipeline en desarrollo que suma 800 MW de capacidad y que se divide en diferentes puntos del país.
“El pipeline está repartido en 500 MW eólicos y 300 MW solares. Los desarrollos eólicos están ubicados principalmente en la provincia de Buenos Aires y los solares en el noreste del país, porque son aquellos lugares donde queda capacidad de transmisión disponible”, explicó Agustina Jefremov, gerenta de Asuntos Corporativos y Regulatorios de AES Argentina.
“El pipeline tiene proyectos en distintas etapas de desarrollo, subdividido en early, mid y late, según la cercanía de cada uno a su fase constructiva”, agregó en diálogo con Energía Estratégica.
¿De qué depende su avance? Más allá de muchas instancias internas en AES, hay cuestiones externas que se refieren a estabilidad macroeconómica, cuestiones regulatorias, disponibilidad de la red para inyectar la energía a generar y tipos de contratos que se puedan firmar.
Además, el financiamiento es un punto clave. “Toda esa es la rueda que tiene que girar para poder ir desarrollando”, señala, en referencia a las condiciones necesarias para dar viabilidad financiera a los emprendimientos.
“Además, el desarrollo lleva entre dos y tres años, dependiendo del tipo de tecnología y de la provincia en la que se trabaje. Esto incluye permisología, estudios eléctricos e ingeniería de detalle, entre otros aspectos”, complementó Jefremov.
En paralelo a la gestión del pipeline, AES Argentina avanza en la ampliación de su parque eólico Vientos Bonaerenses, ubicado en Tornquist, con lo que duplicará su capacidad instalada actual, pasando de 100 MW a 200 MW.
El nuevo desarrollo se sitúa en el límite entre Tornquist y Bahía Blanca, y forma parte de su estrategia para aumentar la potencia renovable operativa. Y la construcción generará cerca de 400 empleos directos durante los 18 meses de obra.
Según detalló la gerenta de Asuntos Corporativos y Regulatorios, la obra comenzará en octubre con la etapa civil, y el montaje de aerogeneradores se realizará a inicios del próximo año, con miras a su entrada en operación comercial a fines del 2026 o inicios del 2027.
Las turbinas serán provistas por Vestas, que instalará 16 unidades del modelo V162-6.4 MW, con una altura de buje de 125 metros. Y el contrato incluye no solo la provisión e instalación, sino también la operación y mantenimiento durante 10 años, bajo un acuerdo AOM 5000, que garantiza altos estándares de disponibilidad, seguridad y rendimiento operativo.
“Una vez esté operativa la ampliación del parque eólico Vientos Bonaerenses, tendremos 300 MW de capacidad eólica instalada (200 MW ya en funcionamiento), sumado a que tenemos 1,2 GW de centrales hidroeléctricas”, indicó Jefremov.
BESS y transmisión: visión estratégica en evaluación
En cuanto a almacenamiento, la empresa aún no tiene planes definidos, pero sí mira con atención a dicha tecnología y posibilidades de inversión que puedan surgir en el futuro, de manera que analiza la incorporación de sistemas BESS asociados a proyectos de generación.
Por el momento, el foco de crecimiento de AES Argentina está en la generación, aunque la opción de sumar baterías a alguno de los desarrollos del pipeline sigue en evaluación: “Por ahora lo seguimos estudiando, pero no hay nada decidido respecto a baterías”, puntualizó la especialista.
Mientras que por el lado de la infraestructura eléctrica, elemento clave para la expansión de las renovables en el país, Jefremov comentó que la compañía no tiene previsto ingresar directamente al negocio de la transmisión, aunque monitorean de cerca la evolución del sector para detectar oportunidades.
Además del crecimiento en renovables no convencionales, la ejecutiva subraya que AES también mantendrá presencia en el segmento hidroeléctrico: “El foco es continuar con los renovables. Incluso están los vencimientos de las concesiones hidroeléctricas de este año también, y participaremos en la licitación hidroeléctrica de Alicurá”.
En ese marco, Christopher Atassi, CEO de Solar Steel, trazó una hoja de ruta clara: integración tecnológica, colaboración en la cadena de valor y visión a largo plazo como herramientas para reducir costos y aumentar la competitividad del sector solar.
“No se consigue si no es con colaboración, comunicación y una idea clara de que tenemos que ser un sector tremendamente competitivo”, manifestó el CEO, al referirse al descenso global en los costos del EPC, que hace veinte años superaba los 7 dólares por vatio pico y hoy se sitúa por debajo del dólar.
Solar Steel tiene presencia en Perú desde 2012, cuando suministró los dos primeros proyectos con tracker en el país. “Es un país que conocemos realmente bien. Conocemos los desafíos y la problemática principal que puede haber en los proyectos”, resaltó Atassi. Desde entonces, la empresa ha desplegado en el país una multiplataforma de productos que incluye tanto estructuras fijas como trackers, con configuraciones de uno o dos paneles en vertical.
“Lo que más nos gusta es que hemos tenido una recurrencia continua en el país, trabajando con nuestros clientes más cercanos que han vuelto a depositar su confianza de forma constante y repetida. Creo que ese es nuestro mejor aval”, subrayó el CEO, reforzando el posicionamiento de la empresa como un actor confiable y consolidado en el mercado solar peruano.
“Cuando los componentes de una instalación fotovoltaica sean más integrables y menos aislados, vamos a un mejor escenario de competitividad de costes y planificación”, afirmó Atassi. Según su visión, una coordinación más estrecha entre desarrolladores, fabricantes, integradores y EPC permite evitar problemas por malos entendidos o errores de diseño preliminar, reduciendo riesgos y acelerando tiempos.
Pero el CEO también puso el foco en una de las mayores oportunidades estructurales para Perú: la necesidad de una planificación energética estratégica. Aseguró que la regulación es uno de los principales drivers para atraer inversión extranjera, ya que “el dinero es miedoso” y la inseguridad jurídica puede frenar el despliegue renovable.
“Tiene que haber una política energética clara del país. La matriz energética tiene que ser algo estratégico a largo plazo, que compense el crecimiento de la oferta con la demanda”, sostuvo, y advirtió que el desacoplamiento entre ambos elementos es uno de los factores que genera el llamado curtailment, una preocupación transversal en la región.
Además, en el contexto actual, Perú cuenta con una ventaja clave frente a otros países que desarrollaron renovables en etapas previas: el almacenamiento ya es una tecnología madura y competitiva. Para Atassi, esto puede ser un elemento determinante para el éxito de la transición energética local.
“Hacerlo en este momento, donde tenemos un arma tecnológica que permite evitar muchos de los problemas del pasado, no es fácil. Pero claramente es una oportunidad que no han tenido muchos otros países”, explicó, señalando que gestionar una red con una matriz importante de energías intermitentes ahora es más viable gracias al avance de las baterías.
El CEO también llamó a mirar experiencias internacionales y aprender de los errores y aciertos en otros mercados, para no repetirlos. Sostuvo que Perú está ante una “posibilidad histórica” gracias a su recurso solar privilegiado y al momento incipiente que vive el sector renovable.
En resumen, la visión de Solar Steel se construye desde la experiencia acumulada, pero con un enfoque claramente tecnológico, integrado y competitivo. La compañía no solo apuesta por suministrar más megavatios, sino por hacerlo con una propuesta de valor completa, adaptada al contexto actual y con la mirada puesta en un futuro energético sostenible para el país andino.
La compañía española Negratín Global Services proyecta que Colombia seguirá siendo uno de los principales mercados de crecimiento en Latinoamérica, con una demanda centrada en nueva capacidad de generación.
Su director general, David Torrego Fernández, destacó que el país ofrece oportunidades significativas para la expansión de proyectos de gran escala, donde la necesidad de nueva potencia convierte a Colombia en un destino estratégico para inversiones en energía solar.
“Estamos cerrando proyectos cercanos a los 200 MW y vemos este mercado como uno de los más dinámicos de la región”, aseguró en diálogo con Energía Estratégica, y aclaró que el desarrollo solar será protagonista y habrá menos hibridación, ya que «la prioridad del sistema es aumentar la generación eléctrica”.
Más allá del mercado colombiano, la compañía identifica un escenario favorable en otros países de la región. En Chile acumula 960 MW construidos, en México suma 683 MW, mientras que en Perú, Panamá, Bolivia y Honduras desarrolla proyectos que fortalecen su presencia en más de 10 países y con más de 4,5 GW renovables ejecutados a nivel global.
Sin embargo, uno de los principales desafíos en Latinoamérica radica en la escasez de mano de obra cualificada y subcontratistas especializados, lo que encarece los costes y retrasa los plazos de ejecución. Para afrontar este reto, Negratín establece alianzas locales con empresas subcontratistas y proveedores locales que acompañan su pipeline internacional y le permiten mantener eficiencia y competitividad en los proyectos.
El modelo de EPC integrado in-house —que abarca ingeniería propia, construcción, infraestructuras de evacuación y O&M— junto con la digitalización mediante gemelo digital otorgan a la compañía una ventaja competitiva en el mercado latinoamericano, optimizando costes y garantizando la trazabilidad y seguridad en la operación.
En cuanto a los avances concretos, Negratín ya suma 675 MW construidos en Colombia, con proyectos recientes como los 187 MWp en Atlántico para Enel Colombia bajo modalidad BOS y los 125 MWp también en Atlántico para Isagen, desarrollados en formato EPC + líneas de transmisión + subestación + O&M.
En 2025, además, la compañía conectó su primer proyecto propio en el país como Independent Power Producer (IPP).
El crecimiento también se ve respaldado por la incorporación de TiLT Capital Partners y SWEN Capital Partners a su accionariado con el 38% del capital. “Este salto cualitativo nos da músculo financiero para crecer como contratista general y como productor de energía”, enfatizó Torrego, lo que permitirá acelerar la construcción de plantas propias y abordar proyectos de mayor envergadura.
La compañía, que superó los 100 millones de euros de facturación en 2024, anticipa que 2025 será su mejor año histórico, con cifras de negocio más ambiciosas y una plantilla en expansión.
Con este respaldo, Negratín se prepara para jugar un papel clave en la transición energética latinoamericana, donde Colombia emerge como mercado central y países como Chile y México complementan un portafolio en rápida expansión.
PCR, empresa argentina con más de 100 años de historia que opera en los sectores de petróleo y gas, energías renovables y cemento, y ArcelorMittal Acindar, empresa líder en Argentina en la producción de aceros, seleccionaron a Vestas, líder global en soluciones de energía eólica, presente en Argentina desde hace más de 30 años, como socio estratégico para el desarrollo del parque eólico Olavarría, el primer parque eólico aprobado bajo el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones(RIGI) en Argentina.
El parque eólico Olavarría estará ubicado en provincia de Buenos Aires y tendrá una capacidad instalada total de 186 MW – lo que equivale al abastecimiento de electricidad de 340.000 viviendas por año. El complejo eólico estará emplazado en 4500 has ubicadas a 24 kilómetros de Olavarría y que se conectará con la estación transformadora de esa localidad a través de una línea de alta tensión que también construirá la empresa
Para su desarrollo, Vestas se encargará de la provisión e instalación de 29 aerogeneradores modelo EnVentus V162 6.4MW, con una altura de buje de 125 metros. Este modelo se destaca por tener el mayor tamaño de rotor en el portafolio de Vestas, con un área de barrido de más de 20.000 m², lo que permite una producción energética líder en la industria y un alto factor de capacidad, incluso en sitios con vientos bajos a medios.
Este nuevo proyecto renovable contribuirá con el país al reducir 300.000 toneladas de CO₂ por año, lo que equivale a la capacidad de absorción de 14 millones de árboles, promoviendo una economía más verde y competitiva.
Además fue diseñado para maximizar la producción energética y oferecer métricas de sostenibilidad líderes en la industria:
Huella de carbono: solo 6.2 g CO₂e/kWh
Retorno energético: 6.5 meses
Reciclabilidad: 84%
Retorno energético de por vida: 37 veces
Tal como mencionó Federico Amos, CEO de ArcelorMittal Acindar, “el PE Olavarría permitirá abastecer con energía renovable más del 65% de las operaciones de Acindar en Argentina, evitando la emisión de 300.000 toneladas de CO₂ anuales, equivalente a lo que absorberían 14 millones de árboles.
Martín Federico Brandi, CEO de PCR señaló que “ese parque fortalece nuestro compromiso y protagonismo con la transición energética del país para constituir una matriz eléctrica más confiable, limpia y competitiva para las industrias, y al mismo tiempo, presenta a PCR como una solución disponible y sustentable ante la demanda de electricidad que está registrando el país a partir del crecimiento de la economía”.
Está previsto que los componentes principales del parque eólico se encuentren instalados durante el primer trimestre de 2026, mientras que el proceso de puesta en marcha de las turbinas se llevaría a cabo en el tercer trimestre de ese mismo año.
Una vez finalizada la instalación de las turbinas, Vestas también se encargará de la operación y mantenimiento bajo un contrato AOM 5000 de alcance total por 25 años, que garantiza los más altos niveles de disponibilidad, seguridad y rendimiento operacional.
“Nos enorgullece ser, una vez más, aliados de PCR para, junto a ArcelorMittal Acindar, desarrollar proyectos clave para la descarbonización de nuestro país. Nuestro know how global, sumado al profundo conocimiento y experiencia de nuestro equipo local, y nuestro foco en la calidad y seguridad, nos permiten acompañar a nuestros clientes en sus desafíos y objetivos estratégicos”, señaló Andres Gismondi, Country Head de Vestas Argentina y vicepresidente de Negocios de Vestas para el Cono Sur y el Norte de Latinoamérica.
“Desde Vestas, vemos con mucha expectativa como el RIGI está creando las condiciones necesarias para que los proyectos se materialicen impulsando la transición energética y todo lo que esa evolución conlleva – y el parque eólico Olavarría es un ejemplo de esto”, concluyó Gismondi.
Ampliación del complejo eólico Mataco
PCR también ha confiado en Vestas para la ampliación del complejo eólico Mataco, ubicado en Tornquist, provincia de Buenos Aires. Vestas será responsable de la provisión e instalación de 5 turbinas eólicas modelo EnVentus V162-6.2 MW, con una altura de buje de 125 metros. Esta tecnología de última generación aportará una capacidad instalada eólica de 31 MW que, sumada a los 239.44 MW que ya tiene el proyecto, alcanzará los 270.4 MW. Se prevé que los principales componentes eólicos estén en sitio en el primer trimestre de 2026 y que la puesta en marcha de las turbinas (commissioning) se realice en el primer trimestre de 2027.
Vestas también se encargará de la operación y mantenimiento del PE Mataco III bajo un contrato AOM 5000 de alcance total por 25 años, que garantiza los más altos niveles de disponibilidad, seguridad y rendimiento operacional.
La Semana Internacional de la Electrificación y la Descarbonización, que supondrá la celebración conjunta de GENERA y MATELEC, ha confirmado el dinamismo de dos sectores estratégicos en el proceso de la transición energética. Así, estas dos ferias ya cuentan con más de 800 empresas expositorasconfirmadas procedentes de 26 países diferentes, en una superficie que alcanza los 34000metros cuadrados.
La unión de estas dos convocatorias significará la celebración de la mayor plataforma comercial y de innovación del sur de Europa en energías renovables, electrificación y soluciones tecnológicas para la industria eléctrica.
En total, las ferias congregarán a más de 800 expositores directos, de los cuales el 61% son españoles y el 39% internacionales. Un reparto que refleja tanto la fortaleza del tejido empresarial nacional como el creciente interés de los mercadosexteriores en participar en este escaparate de referencia para la industria energética y eléctrica.
Un programa de actividades al servicio de la transición energética
La programación de actividades refuerza el papel de ambas ferias como espacios de encuentro profesional y de debate en torno a la descarbonización, la digitalización y la electrificación. Entre los contenidos más relevantes destaca dentro del I Congreso de la Semana de la Electrificación y la Descarbonización, la participación del Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE).
En el programa tambiénseincluiránlas jornadas de APPA Renovables sobre eólica, fotovoltaica, almacenamiento, gases renovables y electrificación. A ello se suma una jornada sobre el sistema eléctrico, bajo el título“¿Qué red eléctrica necesitamos? Reflexiones de los agentes del sector”, en la que participan las principales asociaciones e instituciones sectoriales.
También tendrán lugar una jornada del vehículo eléctrico,impulsada porAEDIVE, así como la mesa de debate sobre rehabilitación eléctrica en la vivienda en la que se presentará el InformeOREVE 2025 liderado por AFME y ADIME.
Además, GENERA y MATELEC reunirán una amplia variedad de foros y encuentros sectoriales como el Foro Genera Solar de UNEF, el espacio El mundo del instalador de FENIE o el Foro CAE’S, impulsado por ANESE y A3E que se celebrarán entre los pabellones 3, 4, 6, 8 y 10 junto con el Centro de Convenciones Norte, donde se realizarán actividades con temáticas como la Cogeneración, el Hidrógeno, Energía Eólica, Flexibilidad en los mercados, entre otros.
Todas estas actividades confirman el valor de las ferias como puntos de convergencia de conocimiento, innovación y colaboración empresarial.
Galería de Innovación en GENERA y MATELEC
La Galería de Innovación vuelve en una nueva edición, la undécima para GENERA y la primera en el caso de MATELEC, en la que se reconocerán los avances más relevantes en eficiencia energética, energías renovables e instalación eléctrica y mostrará propuestas de equipos y proyectos punteros en eficiencia energética, energías renovables e instalación eléctrica. En este espacio se podrán presentar no solo proyectos de investigación, sino también equipos tecnológicos innovadores en eficiencia energética, energías renovables e instalación eléctrica.
Las inscripciones están abiertas hasta el 15 de octubre de 2025:
Organizadas por IFEMA MADRID, GENERA y MATELEC se consolidan como un hub estratégico para el avance de la sostenibilidad, la eficiencia energética y la electrificación. Su capacidad para atraer empresas nacionales e internacionales, así como su papel en la generación de debate y transferencia de conocimiento, sitúan a estas ferias como referentes indiscutibles para los sectores eléctrico y energético.
Descubre todas las novedades de GENERA y MATELEC en sus páginas web.
La Secretaría de Energía del Ministerio de Economía de la Nación adjudicó, a través de la Resolución 384/2025, nuevos contratos dentro del programa Alma GBA, destinado al almacenamiento de energía eléctrica para reforzar la confiabilidad del Sistema en el AMBA.
Con esta adjudicación se incorporan dos nuevos oferentes (que aceptaron un precio de U$S 12.591 por MW-mes, menor al de su oferta inicial) y la potencia total del programa se eleva a 713 MW, ampliando en 213 MW el objetivo inicial de 500 MW.
Las empresas adjudicatarias son: Sullair y Rowing para los nodos de conexión con Edesur en Chingolo y Brown en 132 kV. La potencia contratada es de 24 y 22 MW, respectivamente.
Además, se creó el Registro Nacional de Proyectos de Almacenamiento de Energía Eléctrica (RENPALMA), donde deberán inscribirse todos los proyectos de almacenamiento de energía eléctrica que se desarrollen con conexión al SADI (Sistema Argentino de Interconexión).
La medida forma parte del plan de modernización y fortalecimiento del sistema eléctrico impulsado por el Gobierno Nacional, se argumentó.
En agosto de 2025 la producción de petróleo aumentó 14,7 % i.a. y 12,2 % en los últimos 12 meses.
La producción de petróleo convencional se redujo 5,4 % i.a. y cayó 4 % en los últimos 12 meses. La producción no convencional (58 % del total) se incrementó 29,9 % i.a y 26,5 % en 12 meses impulsada por el Shale reveló el informe periódico del IAE General Mosconi. La cuenca neuquina impulsa el crecimiento anual.
En agosto de 2025 la producción de gas aumentó 2,6 % i.a y 4,6 % 12m. La producción convencional se incrementó 0,9 % i.a. y 1,2 % en últimos 12 meses. En tanto, la producción no convencional (63 % del total) se incrementó 3,5 % i.a. y aumentó 6 % en los últimos doce meses.
Las cuencas Neuquina y Austral impulsan el crecimiento de la producción gasífera anualmente.
Combustibles
En agosto de 2025 las ventas de naftas y gasoil tuvieron un aumento del 2,8 % i.a. y del 0,7 % en 12 meses, respectivamente.
Durante los últimos doce meses, las ventas de naftas fueron 1,3 % mayores respecto a igual periodo anterior, mientras que las ventas de gasoil fueron 0,2 % superiores.
Electricidad La demanda total de Energía Eléctrica se redujo 3,7 % i.a. en agosto de 2025. El consumo anual de electricidad presenta una reducción acumulada del 0,5 % en doce meses.
El gas natural entregado por redes de distribución se redujo 4,5 % i.a. en julio de 2025 (último dato disponible) y 2,4 % en los últimos doce meses corridos respecto a igual periodo del año anterior.
Subsidios energéticos
Según el IIEP-UBA los subsidios energéticos acumulados a septiembre se redujeron 44 % en el acumulado del año 2025 respecto a igual periodo del año anterior y sumaron $ 2.865.291 millones. La partida más importante fue para CAMMESA con $ 1.934.625 millones.
La construcción del Oleoducto Vaca Muerta Sur sostiene más de 5.000 puestos de trabajo entre empleos directos e indirectos y dispara la actividad económica en Sierra Grande, San Antonio y Las Grutas.
El Oleoducto Vaca Muerta Sur (VMOS) se transformó en el principal motor laboral privado de Río Negro. Según registros oficiales, hoy genera 2.550 empleos directos —130 de ellos ocupados por mujeres— y concentra otros 300 operarios en la obra portuaria de Sierra Grande. Al sumar empleo indirecto, la onda expansiva supera los 5.000 puestos en toda la región, dinamizando el consumo de bienes y servicios.
Los cuatro bloques clave de la construcción
La obra avanza en cuatro frentes estratégicos: la soldadura de ductos entre el sur del río y Sierra Grande, la cabecera de bombeo en Allen, la estación intermedia en Chelforó y la terminal portuaria de Punta Colorada. La meta es que el sistema esté operativo a finales del próximo año, en paralelo a la definición de YPF sobre la posible construcción de un segundo oleoducto que aumente la capacidad exportadora.
Sierra Grande, epicentro del impacto económico
La localidad serrana es el núcleo más transformado por el proyecto. La llegada de trabajadores multiplicó la demanda habitacional, con más de 150 alquileres activos y 237 plazas ocupadas, cifra que podría llegar a 1.000 en el corto plazo. El efecto se extiende a toda la costa atlántica: en Las Grutas, el 60% de la ocupación hotelera se explica por el VMOS, y en San Antonio Oeste el índice trepó al 90% en plena temporada.
El boom comercial y la expansión de servicios
En Sierra Grande se habilitaron 65 nuevos comercios en 2025, superando las 51 del año anterior. En San Antonio y Las Grutas, las habilitaciones ya suman 110 en lo que va del año. Los rubros de mayor crecimiento son gastronomía, transporte, inmobiliarias, alojamiento y servicios complementarios como lavanderías y limpieza. Además, más de 70 emprendedores participaron en capacitaciones para incorporarse como proveedores de la obra y siete nuevas empresas ya se radicaron en la región.
Así lo consideró su presidente y CEO, Horacio Marín. Si bien el presupuesto está en armado, es la proyección para el shale.
En una entrevista para Diario RÍO NEGRO y Radio RÍO NEGRO, el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, brindó detalles de las obras para exportar, en particular acerca del oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), donde consideró que quizás se necesite un segundo ducto.
Esto se explica debido a las iniciativas de incremento de la actividad que tienen las distintas compañías inversoras en Vaca Muerta, lo que se apunta como “Hub Norte” para el shale y los objetivos de mediano plazo de la propia YPF.
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En el diálogo con la radio, Marín apuntó que el objetivo de YPF es robustecer el parque de equipos de perforación para Vaca Muerta, un asunto que es crítico debido a las restricciones a las importaciones del pasado y las limitaciones en la capacidad de transporte.
“Si bien no tenemos el presupuesto aprobado todavía, creo que es muy posible que terminemos a fin del año que viene en el orden de los 19 equipos de perforación”, afirmó Marín. “Ya tenemos contratos, seguramente vamos a importar de alta tecnología”, añadió el titular de la empresa hidrocarburífera bajo control del Estado nacional.
El director de Minería, Jerónimo Shantal, detalló a Los Andes el estado de cada proyecto respecto a la llegada del verano y los trabajos que se vienen.
Mendoza se prepara para una campaña minera 2026 con fuerte actividad en el sur provincial. Según explicó a Los Andes el director de Minería, Jerónimo Shantal, son numerosos los proyectos que ya garantizaron algún tipo de trabajo o avance en explotación aprovechando la temporada de verano.
Los primeros que nombró Shantal respecto a que aseguraron operaciones exploratorias para la próxima temporada son El Burrero, Las Choicas y La Adriana, los tres pertenecientes a Geometales SA, parte del Grupo Pampa Energía.
Por su parte, “Cerro Amarillo se encuentra realizando trabajos de análisis de reperfilamiento, destinados a reubicar algunos pozos exploratorios”, detalló el funcionario, y agregó: “En tanto, la empresa canadiense Kobrea Exploration se perfila como la más avanzada, con estudios de geofísica y geoquímica en su proyecto El Perdido, y con una inversión proyectada para esta campaña exploratoria cercana a los 6 millones de dólares. La temporada se estima que comience en noviembre, dependiendo de la finalización de las nevadas que suelen dificultar el ingreso a las zonas de exploración”.
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“Impulsa Mendoza Sostenible es otro proyecto destacado. Ya completó la actualización del informe de impacto ambiental en el Malargüe Distrito Minero Occidental (MDMO) 1, y junto a El Perdido ha presentado documentación respecto a la apertura de caminos”, señaló Shantal.
Por su parte, Don Luis – El Diamante, de Amper Litio, amplió recientemente sus derechos mineros desde San Rafael hacia Malargüe, lo que obligó a reenviar la documentación de impacto ambiental a los organismos correspondientes, retrasando la evaluación. “Si todo marcha bien, se convocará a audiencia pública para incorporar la nueva información. De aprobarse, podrían avanzar durante todo el año”, agregó.
Shantal también mencionó los proyectos de Argentina Potash en Malargüe, cuatro iniciativas que se encuentran finalizando los informes de evaluación de impacto ambiental y que próximamente podrían convocar a audiencia pública. Estas iniciativas se ubican al oeste de Potasio Río Colorado, consolidando la región como un polo estratégico para la minería.
Inversiones y proyecciones
En materia de inversiones, el funcionario detalló que la primera etapa del Plan Pilares, que abarca cuatro proyectos de explotación, Potasio Río Colorado y más de 100 proyectos de exploración, podría generar un OPEX anual de aproximadamente 100 millones de dólares solo en exploración, mientras que la explotación conjunta de todos estos proyectos podría superar los 20.000 millones de dólares.
Shantal destacó que en los próximos dos o tres años podrían entrar en operación dos minas de cobre, las primeras en Argentina tras el cierre de Bajo la Lumbrera. Además, la provincia cuenta con exploraciones en uranio, litio y tierras raras, minerales que posicionan a Mendoza como un polo de recursos críticos para la transición energética.
Un ejemplo concreto es el proyecto PSJ Cobre Mendocino, que prevé una inversión de más de 600 millones de dólares y la creación de 3.900 empleos directos e indirectos durante la construcción, más 900 puestos aproximados durante la operación. “Estas iniciativas no solo generan inversión, sino también desarrollo territorial y empleo”, explicó Shantal.
En el plano internacional, Mendoza mira con atención el modelo peruano, particularmente la experiencia de Tía María, destacando la relevancia de la relación con las comunidades y la academia. “Principalmente, estamos tomando el ejemplo de Perú sobre el trabajo que ha hecho en las comunidades y en proyectos importantes. La academia es muy importante y queremos seguir creciendo”, señaló.
Avance y cantidad de proyectos en la provincia
Actualmente, Mendoza cuenta con 38 proyectos mineros aprobados, los cuales generan alrededor de 50 empleos directos e indirectos por máquina en fase exploratoria. Este dato refleja la consolidación de la provincia como destino atractivo para la inversión minera.
Shantal remarcó cómo la provincia pasó de ser catalogada como “antiminera” hace una década a un destino confiable gracias a políticas de transparencia, sostenibilidad y seguridad jurídica. “Hoy Mendoza se posiciona como una provincia pujante en minería. Hemos modificado el plexo normativo para garantizar a las empresas que se respetan las instituciones y que las reglas del juego no se cambian”, afirmó.
El funcionario concluyó señalando que la transición energética demanda minerales críticos, y que “decir sí a la minería es decir sí al desarrollo sostenible”, sintetizando la visión estratégica de la provincia.
Kobrea, el proyecto más avanzado
Entre los proyectos en el sur provincial, Kobrea Exploration lidera la exploración con los proyectos El Perdido y Mantos de Cobre, ubicados en el MDMO I de Malargüe. Apenas las condiciones climáticas lo permitan, la empresa comenzará a trazar una huella de 14 kilómetros para permitir el acceso de equipos de perforación al sitio.
Mario Castelli, presidente de Kobrea Exploraciones Argentina, detalló a Los Andes a fines de agosto que los estudios preliminares, incluyendo magnetometría aérea y prospecciones iniciales, arrojaron datos alentadores que podrían indicar la existencia de un gran yacimiento de pórfidos de cobre en El Perdido. Sin embargo, aclaró que solo la perforación podrá confirmar la presencia del mineral.
Shantal confirmó estos avances y añadió que Kobrea posee derechos mineros en Malargüe que abarcan entre 12 y 14 pórfidos de cobre, masas de roca con depósitos diseminados de mineral a cierta profundidad, diferenciándose de las vetas tradicionales, donde el mineral se concentra en forma más homogénea.
Además, la empresa espera la aprobación de la segunda tanda de proyectos dentro del MDMO, que incluye El Perdido y Cuprum, este último con perspectivas muy interesantes. Según Castelli, Cuprum “va a ser una gran revelación”, consolidando a la compañía canadiense como un actor clave en la próxima campaña minera.
La Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos alertó sobre el declino operativo de las cuencas maduras y pidió incentivos fiscales, regulatorios y laborales para sostener una actividad clave para el abastecimiento energético, el empleo y la recaudación provincial.
La Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH) presentó un informe técnico en el que plantea la creación de un Régimen de Reactivación de la Producción Convencional, con el objetivo de frenar el acelerado declino de las cuencas maduras de petróleo y gas en Argentina.
La propuesta busca preservar el empleo, sostener la recaudación fiscal y garantizar el abastecimiento energético nacional.
A pesar del crecimiento del sector no convencional, la explotación convencional aún representa una porción significativa de la producción total: en 2024, el 46% del crudo y el 37% del gas natural provinieron de este tipo de yacimientos.
Además, esta actividad concentra el 48% de las reservas probadas de petróleo y el 29% de las de gas, lo que evidencia su importancia estratégica.
Sin embargo, el diagnóstico de la CEPH es crítico: altos costos operativos, caída sostenida del precio de venta, subutilización de infraestructura, baja rentabilidad y un marcado retroceso de las inversiones están dejando a muchas áreas al borde de la inactividad.
En promedio, el lifting cost se ubica entre 35 y 45 U$S/barril, mientras que el precio de venta descendió en 2025 a 62 U$S/barril, lo que ha generado márgenes operativos insostenibles.
La propuesta para frenar el declino
La CEPH plantea un régimen permanente que incluya una batería de medidas fiscales, regulatorias, cambiarias y operativas para incentivar la inversión, reducir los costos y prolongar la vida útil de los campos convencionales. Entre los principales ejes propuestos se destacan:
Reducción de regalías al 6% o implementación de un régimen variable según rentabilidad. Eliminación de derechos de exportación y otros impuestos distorsivos. Estabilidad fiscal, cambiaria y normativa por 30 años. Deducciones aceleradas en el impuesto a las ganancias por inversiones en recuperación mejorada (EOR). Régimen cambiario especial para exportaciones e inversiones. Exención de Ingresos Brutos por 5 años y tope del 3% en adelante. Digitalización de trámites con respuesta en 10 días mediante una Ventanilla Única.
El informe subraya que el derrumbe de la actividad convencional podría tener un fuerte impacto en la recaudación provincial, ya que gran parte de los ingresos por regalías provienen aún de yacimientos convencionales.
En 2024, Chubut, Santa Cruz, Neuquén y Mendoza recaudaron más de U$S 1.000 millones en conjunto por esta vía.
Además, el informe destaca que el crudo convencional sigue siendo esencial para el parque refinador nacional, mientras que el gas extraído en el sur del país es clave para la demanda interna, sobre todo en épocas de alta demanda.
La industria nacional llegó a los 831 mil barriles diarios, el nivel más alto desde comienzos del siglo XXI, consolidando al país como uno de los productores más relevantes de Sudamérica y Centroamérica.
La industria hidrocarburífera local alcanzó en agosto un registro que marca un antes y un después: 831 mil barriles diarios (kbbl/d) de petróleo, el nivel más alto desde comienzos del siglo XXI. Este desempeño coloca al país como uno de los productores más relevantes de América del Sur y Central, con una participación del 15% en la oferta regional.
De acuerdo con el último relevamiento de Economía & Energía (E&E), entre 2019 y 2024 la producción nacional avanzó a un ritmo de 11% anual acumulativo, apalancada por el desarrollo de Vaca Muerta y la incorporación de mejoras tecnológicas e infraestructura en las fases de exploración y extracción.
Ese crecimiento ubica a Argentina en un grupo reducido de naciones de la región que expanden de manera consistente su producción, junto con Brasil y Guyana.
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Aunque América del Sur y Central solo explican el 8% de la producción global y el 8,5% de las exportaciones, su expansión sostenida las vuelve cada vez más estratégicas.
El repunte local se produce en un escenario internacional marcado por un crecimiento más acotado. En 2024, la producción mundial de crudo alcanzó un récord de 97 millones de barriles por día (MMbbl/d), lo que representó un incremento interanual del 0,6%.
El mayor aporte provino de Estados Unidos, que sumó 702 mil barriles diarios adicionales a su producción. América del Sur y Central, por su parte, incorporaron 440 mil barriles diarios, consolidando su presencia en el mercado mundial.
Aunque la región solo explica el 8% de la producción global y el 8,5% de las exportaciones, su expansión sostenida la vuelve cada vez más estratégica.
El 31% de la oferta internacional todavía proviene del Medio Oriente, mientras que América del Norte concentra el 29%. En materia de exportaciones, Medio Oriente conserva el liderazgo con el 42% del total, seguido por América del Norte con 21%.
Demanda y refinación mundial
La demanda global de petróleo también mostró dinamismo. En 2024, el consumo alcanzó los 101 MMbbl/d, un 0,7% más que en el año previo.
El crecimiento se explicó principalmente por Asia Pacífico (+251 kbbl/d), Medio Oriente (+159 kbbl/d), Europa (+118 kbbl/d) y África (+109 kbbl/d).
Entre 2019 y 2024 la producción nacional avanzó a un ritmo de 11% anual acumulativo, apalancada por el desarrollo de Vaca Muerta. En este marco, China e India mantuvieron su rol protagónico como grandes consumidores, aunque el gigante asiático moderó levemente su ritmo frente al máximo alcanzado en 2023.
En paralelo, la capacidad de refinación mundial se expandió en 1,1 MMbbl/d en 2024. China lideró esa tendencia con un agregado de 2.315 kbbl/d en los últimos cinco años, lo que la convirtió en el país con mayor capacidad instalada a nivel global.
La utilización de las refinerías se mantuvo estable en torno al 79%, con Asia Pacífico y América del Norte por encima del 80%.
Las importaciones de productos refinados también recuperaron dinamismo (+1,1% interanual), con Europa a la cabeza (+5,4%), seguida por América del Sur y Central (+2,9%) y Asia Pacífico (+3,3%). En contrapartida, Medio Oriente y América del Norte redujeron sus compras externas.
Volatilidad de precios y perspectivas
El mercado internacional mostró una fuerte inestabilidad durante los primeros ocho meses de 2025. Factores geopolíticos —entre ellos, el conflicto entre Israel e Irán—, sumados al incremento de producción de la OPEP+ (+4,3% interanual en agosto) y a cambios en la política energética estadounidense, marcaron la evolución de los precios.
De cara a 2026, los pronósticos son diversos. La Administración de Información Energética de Estados Unidos (EIA) proyecta que el Brent promediará 51 dólares por barril, por debajo de los 58 dólares estimados previamente. En tanto, Goldman Sachs espera un rango de entre 52 y 56 dólares.
Descubre cómo startups argentinas lideran soluciones innovadoras para energía y minería, fortaleciendo el ecosistema emprendedor regional.
En Latinoamérica, las startups científicas están demostrando su potencial para transformar sectores clave como la energía y la minería. Un ejemplo destacado es Ab Astra, una empresa de base tecnológica ubicada en Neuquén, Argentina, que está marcando la diferencia al desarrollar soluciones de análisis tanto para el subsuelo como para infraestructuras críticas.
Innovación científica aplicada al sector minero y energético
La propuesta de Ab Astra se apoya en el conocimiento científico aplicado para ofrecer herramientas tecnológicas que permiten entender mejor los recursos naturales y optimizar la gestión tanto en proyectos energéticos como de minería. Su tecnología facilita la toma de decisiones informadas, mejora los procesos de exploración y aporta mayor seguridad a las operaciones en terrenos complejos.
Este tipo de innovaciones son cada vez más valoradas dentro del ecosistema emprendedor latinoamericano, donde la colaboración entre ciencia y emprendimiento impulsa el desarrollo sostenible y competitivo del sector productivo.
El impacto en el ecosistema startup de Latinoamérica
El caso de Ab Astra refleja una tendencia creciente: científicos y equipos técnicos se animan a emprender y crear soluciones tecnológicas que responden a demandas específicas de la región. En un contexto donde Latinoamérica busca posicionarse globalmente en tecnología, estas experiencias demuestran que el talento local puede liderar la innovación no solo en Argentina, sino en todo el continente.
Para los emprendedores y startups de Latinoamérica, es crucial observar estos casos de éxito como inspiración y motivación. La intersección entre investigación, tecnología y espíritu emprendedor puede generar alto impacto y abrir nuevas oportunidades de negocio, no solo en minería y energía, sino en diversas industrias demandantes de innovación.
La empresa de logística y correo tiene un servicio especial para el sector de energía y minería que genera mucho interés entre los inversores de Vaca Muerta.
Andreani es reconocida por su liderazgo en el negocio del e-commerce, pero su actividad va mucho más allá de las compras online. La compañía gestiona casi el 70% de los medicamentos que circulan en el país y también participa en sectores estratégicos como telecomunicaciones y servicios financieros. En ese marco de diversificación, hace cinco años tomó la decisión de ingresar en la industria energética y minera, con un foco particular en Vaca Muerta.
“Los accionistas vieron de primera mano el potencial de desarrollo de la cuenca y definieron que era un vertical clave para nuestra estrategia”, explicó Gonzalo Cicilio, gerente de Energía y Minería de Andreani, en diálogo con EnergíaON en el stand de Diario RÍO NEGRO duranta la Argentina Oil & Gas 2025. La apuesta fue trasladar a la cadena de suministro de hidrocarburos la experiencia acumulada en salud y e-commerce, especialmente en trazabilidad y digitalización.
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El servicio apunta a resolver un problema recurrente en el sector: la fragmentación logística. Hoy, una empresa que necesita enviar materiales a Neuquén suele recurrir a múltiples operadores según el origen, el tipo de carga o el destino final. “Eso genera ineficiencias y áreas internas sobredimensionadas para coordinar traslados. Nosotros buscamos centralizar toda la operatoria: desde una carta documento hasta el movimiento de un equipo de perforación”, dijo.
Andreani se posiciona como operador 4PL, con capacidad para gestionar transporte nacional, internacional y de última milla. La empresa consolidó almacenes estratégicos en Neuquén capital y Añelo, lo que permite a las PyMEs proveedoras disponibilizar insumos cerca de los yacimientos sin tener que invertir en infraestructura propia. “Ellos se concentran en producir, nosotros en llevar sus productos donde se necesitan”, resumió Cicilio.
Ese diferencial impacta sobre todo en pequeñas y medianas empresas metalúrgicas, agroindustriales o de servicios, que buscan insertarse como proveedoras de Vaca Muerta o de proyectos mineros. Con la centralización logística, despachan mercadería desde Santa Fe, Córdoba o Buenos Aires con la certeza de contar con un operador que se encarga del resto.
La apuesta por la innovación se refuerza con la inversión en Bekeu, una start-up tecnológica enfocada en agilizar las compras de materiales no estratégicos. El proyecto ofrece un marketplace con trazabilidad y procesos digitales que complementa la red logística de Andreani. “Nuestra premisa es llevar el e-commerce a los yacimientos”, sostuvo Cicilio.
Desde 2022, se presentaron 7 leyes para reactivar la producción convencional. El freno de Nación para el debate parlamentario y la falta de gestión de los legisladores actuales para lograr consenso.
En los últimos tres años, el Congreso de la Nación recibió al menos siete proyectos de ley con un objetivo común: reactivar las cuencas maduras y frenar la caída de producción en el convencional. Sin embargo, ninguno logró avanzar en el tratamiento legislativo. Los documentos, impulsados desde distintas bancadas políticas y provincias productoras, quedaron cajoneados en comisiones. Ni siquiera se debatieron.
Este desinterés contrasta con la atención y el marco normativo que sí se ha construido para el desarrollo del shale en Vaca Muerta. Mientras la formación neuquina acumula beneficios, estabilidad fiscal y condiciones especiales de exportación, las cuencas del Golfo San Jorge, Austral y Cuyana languidecen con costos altos, baja inversión y pozos en declino.
Siete proyectos en tres años, cero avances
Entre los proyectos presentados se encuentran los expedientes “Régimen de Incentivos para Promover la Inversión y la Producción de Hidrocarburos en Cuencas Maduras de Explotación Convencional” y “Régimen de Incentivos para Promover la Inversión y la Producción De Hidrocarburos en Cuencas Maduras de Explotación Convencional”, que proponen un régimen de incentivos para la producción de hidrocarburos en cuencas maduras con estabilidad fiscal por 30 años, beneficios impositivos y exenciones aduaneras. Ambos proyectos, casi idénticos, llevan más de seis meses sin tratamiento.
Otro ejemplo es el proyecto “Régimen de incentivos a la inversión en actividades destinadas a incrementar la producción de hidrocarburos líquidos mediante explotaciones convencionales”, que establece un régimen de amortización acelerada, exención de derechos de exportación y libre disponibilidad de parte de las divisas para los productores convencionales. Aunque cuenta con medidas atractivas para pequeños y medianos operadores, no tuvo eco parlamentario.
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También está el expediente “Programa Especial de Promoción de las Inversiones para la Recuperación de la Producción y el Empleo en Cuencas Maduras Convencionales”, presentado por Ana Clara Romero. El texto es define los requisitos técnicos de los yacimientos en declino, fija metas de producción incremental, y incluso propone beneficios cambiarios. Pero tampoco logró ser debatido.
A ellos se suma el expediente “Régimen de Promoción de la Industria de Hidrocarburos”, con beneficios más amplios pero que incluyen también a los yacimientos convencionales. Este proyecto, presentado durante el gobierno anterior, también duerme en los despachos legislativos.
Asimismo, hay que sumar un proyecto clave: el “Régimen de Promoción de la Producción de Hidrocarburos mediante Explotación Convencional”, impulsado por el entonces ministro de Economía Sergio Massa durante su campaña presidencial. Tampoco fue tratado.
“Vaca Muerta sí, las cuencas maduras no”
La falta de tratamiento no es una cuestión técnica ni legislativa. Legisladores patagónicos de distintas fuerzas aseguran, en privado y en público, que existe una decisión política del Gobierno nacional de priorizar exclusivamente el desarrollo de Vaca Muerta.
En ese sentido, destacan que mientras las cuencas del Golfo San Jorge, Cuyana, Austral y Noroeste pierden producción y empleo, la única cuenca que creció en la última década fue la neuquina, traccionada por el shale. Los números del propio gobierno lo confirman: de las cinco cuencas hidrocarburíferas del país, cuatro están en retroceso.
Consecuencias del abandono
La falta de incentivos legislativos tiene consecuencias concretas: la caída de producción convencional, el cierre de pymes de servicios, el abandono de pozos y la pérdida de miles de empleos. También limita las posibilidades de exportación de petróleo convencional, que podría equilibrar el ingreso de divisas más allá del no convencional.
A su vez, impide el aprovechamiento de infraestructura ya instalada y de reservas aún disponibles en yacimientos maduros, cuya explotación requiere un marco específico que contemple los altos costos y el bajo rendimiento, tal como los proyectos de ley proponen.
Dueño de Continental Resources, fue pionero de la explotación no convencional. Expectativa en medio de la salida de multinacionales y la suba del riesgo país.
Harold Hamm, el petrolero pionero del fracking y exasesor de Donald Trump, estuvo con el presidente Javier Milei y dejó trascender que podría invertir en Vaca Muerta. Sería un revulsivo para el flujo inversor en la formación neuquina, donde grandes jugadores globales se alejan y las empresas locales ralentizaron programas por turbulencias económicas y el riesgo país.
Hamm visitó a Milei en la Quinta de Olivos acompañado por directivos de su compañía, Continental Resources. Con una fortuna personal de más de u$s 16.000 millones según Forbes, el empresario se mostró interesado en los recursos de Vaca Muerta, aunque evitó comprometer inversiones inmediatas.
La reunión, en la que se conversó sobre oportunidades en la cuenca neuquina, no fue acompañada de anuncios oficiales: la Secretaría de Energía y Minería, que coordina Daniel González, no brindó precisiones y el gobernador neuquino Rolando Figueroa tampoco fue notificado formalmente de la visita.
De Dakota a Neuquén: la marca Hamm
Hamm es considerado el “gurú del fracking”. En los años 90 apostó en Dakota del Norte por la entonces incipiente fractura hidráulica en un pequeño yacimiento que parecía marginal. El resultado fue revolucionario: su empresa se transformó en una de las mayores productoras de shale de Estados Unidos y cambió el tablero energético mundial.
Actualmente busca expandirse fuera de su país. Continental firmó recientemente un acuerdo con la petrolera estatal de Turquía (TPAO) para producir crudo y gas, y su visita a Milei se inscribe en esa estrategia de internacionalización.
El magnate no oculta su alineamiento político. Fue asesor de Trump en materia energética y uno de los donantes principales de sus campañas. Su influencia se hizo sentir en la agenda republicana contra las regulaciones ambientales de la administración demócrata.
Su desembarco en la Argentina, de concretarse, sería también un gesto político hacia un aliado ideológico como Milei.
Vaca Muerta: potencial y tensiones
La formación neuquina es la segunda reserva mundial de shale gas y la cuarta de shale oil. Desde hace más de una década aparece como la gran promesa energética argentina. Sin embargo, su desarrollo se da en un contexto complejo:
Grandes majors internacionales como ExxonMobil, Equinor, Petronas y Total Energies redujeron o vendieron activos. YPF y un puñado de compañías locales -Tecpetrol, Pluspetrol, Pampa Energía, CGC, Vista- sostienen la expansión. La producción sigue en niveles altos, pero con una desaceleración en el último semestre.
“Si viene Continental de Hamm a Vaca Muerta, aunque no es tan grande, es una buena noticia”, dijo a Letra P Víctor Bronstein, director del Centro de Estudios de Energía, Política y Sociedad (Ceepys).
Costos, Brasil y el dilema competitivo
El contraste con la región es evidente. Mientras en Brasil se anunciaron inversiones por u$s 120.000 millones hasta 2029, gracias a costos de equilibrio de u$s 30 por barril, en Vaca Muerta el mismo cálculo asciende a u$s 45 o u$s 50.
“En Argentina la competitividad está muy ajustada; por eso varias empresas ralentizan programas o postergan desembolsos”, explicó Bronstein. El riesgo país y la incertidumbre macroeconómica terminan de condicionar el financiamiento externo.
En este escenario, el gran jugador es YPF, que lidera junto a otras siete compañías el proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS). Se trata de un oleoducto hacia la costa atlántica de Río Negro con capacidad de exportar hasta 750.000 barriles diarios, en el marco del Régimen de Incentivos para Grandes Inversiones (RIGI). La inversión estimada ronda los u$s 2.900 millones.
El plan busca consolidar a Argentina como exportador neto de crudo, reduciendo la dependencia del mercado interno y ampliando la llegada a Asia y Europa.
Inversiones a fuerza de ventas
Las petroleras locales financian su crecimiento mediante ventas estratégicas de activos:
GeoPark Limited, colombiana con fuerte presencia regional, adquirió a Pluspetrol dos bloques en Vaca Muerta por u$s 115 millones. Pluspetrol, que en 2024 compró a ExxonMobil activos por u$s 1700 millones, avanza con desprendimientos para concentrarse en áreas estratégicas.
La brasileña Fluxus, parte del grupo JyF, desembolsó u$s 21,3 millones para recuperar pozos convencionales y explorar shale. Pampa Energía, de Marcelo Mindlin, redujo su participación en GeoPark para recomprar acciones y fortalecer liquidez.
La retirada de las majors
Fuentes del sector señalan que las grandes compañías globales reorientaron sus portafolios: Exxon volcó recursos a Guyana y al Permian en Estados Unidos; Total Energies redujo su exposición; Shell mantiene presencia acotada.
“Hay recursos probados en Argentina, pero las empresas tuvieron que financiar infraestructura como oleoductos, algo que no siempre están dispuestas a sostener en contextos de inestabilidad macro”, explicó a Letra P un ex directivo de Exxon.
Producción en tensión
Según el Instituto Mosconi, la producción de hidrocarburos sigue en niveles récord, pero la expansión se ralentizó. “Habrá que ver si es un fenómeno coyuntural o un freno de fondo”, advirtió su vicepresidente, Gerardo Rabinovich.
El experto también subrayó los problemas logísticos: cuellos de botella en transporte, demoras en la importación de equipos y la presión del tipo de cambio. “La estabilidad macro es decisiva en la toma de decisiones de inversión”, señaló.
La Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH) presentó un informe técnico en el que plantea la creación de un Régimen de Reactivación de la Producción Convencional , con el objetivo de frenar la aceleración del declive de las cuencas maduras de petróleo y gas en Argentina.
La propuesta busca preservar el empleo, sostener la recaudación fiscal y garantizar el abastecimiento energético nacional.
A pesar del crecimiento del sector no convencional, la explotación convencional aún representa una porción significativa de la producción total : en 2024, el 46% del crudo y el 37% del gas natural provinieron de este tipo de yacimientos.
Además, esta actividad concentra el 48% de las reservas probadas de petróleo y el 29% de las de gas , lo que evidencia su importancia estratégica.
Sin embargo, el diagnóstico de la CEPH es crítico: altos costos operativos , caída sostenida del precio de venta, subutilización de infraestructura , baja rentabilidad y un marcado retroceso de las inversiones están dejando muchas áreas al borde de la inactividad.
En promedio, el costo de elevación se ubica entre 35 y 45 U$S/barril , mientras que el precio de venta descendió en 2025 a 62 U$S/barril , lo que ha generado márgenes operativos insostenibles.
La propuesta para frenar el declive
El CEPH plantea un régimen permanente que incluye una batería de medidas fiscales, regulatorias, cambios y operativas para incentivar la inversión, reducir los costos y prolongar la vida útil de los campos convencionales. Entre los principales ejes propuestos se destacan:
Reducción de regalías al 6% o implementación de un régimen variable según la rentabilidad. Eliminación de derechos de exportación y otros impuestos distorsivos. Estabilidad fiscal, cambiaria y normativa por 30 años. Deducciones aceleradas en el impuesto a las ganancias por inversiones en recuperación mejorada (EOR). Régimen de cambio especial para exportaciones e inversiones. Exención de Ingresos Brutos por 5 años y tope del 3% en adelante. Digitalización de trámites con respuesta en 10 días mediante una Ventanilla Única. El informe subraya que el derrumbe de la actividad convencional podría tener un fuerte impacto en la recaudación provincial , ya que gran parte de los ingresos por regalías provienen aún de yacimientos convencionales.
En 2024, Chubut, Santa Cruz, Neuquén y Mendoza recaudaron más de U$S 1.000 millones en conjunto por esta vía.
Además, el informe destaca que el crudo convencional sigue siendo esencial para el parque refinador nacional , mientras que el gas extraído en el sur del país es clave para la demanda interna, sobre todo en épocas de alta demanda.
La Secretaría de Energía incrementó los precios de los biocombustibles requeridos para su mezcla obligatoria con naftas y gasoils para las operaciones que se realizan durante el mes de octubre y hasta la publicación de un nuevo precio que los reemplace, lo que podría ocurrir incluso antes de fin del mes en curso.
A través de la Ley 27.640 se aprobó el Marco Regulatorio de Biocombustibles, el que comprende todas las actividades de elaboración, almacenaje, comercialización y mezcla de biocombustibles, y establece como Autoridad de Aplicación de la ley a la S.E.
A través de la resolución 385/2025 Energía fijó en PESOS UN MILLÓN QUINIENTOS OCHO MIL SETECIENTOS CUATRO ($ 1.508.704) por tonelada el precio mínimo de adquisición del biodiesel destinado a su mezcla obligatoria con gasoil en el marco de lo dispuesto por la Ley 27.640, de biocombustibles.
El plazo de pago del biodiesel no podrá exceder, en ningún caso, los SIETE (7) días corridos a contar desde la fecha de la factura correspondiente puntualiza la R-385. Por otra parte, a través de la resolucion 386/2025 de la cartera a cargo de María Tettamanti, se fijó en PESOS OCHOCIENTOS NOVENTA Y UNO CON DOSCIENTAS OCHENTA Y SEIS MILÉSIMAS ($ 891,286) por litro el precio mínimo de adquisición del bioetanol elaborado a base de caña de azúcar destinado a su mezcla con nafta en el marco de lo dispuesto por la Ley 27.640.
Asimismo fijó en PESOS OCHOCIENTOS DIECISÉIS CON OCHOCIENTAS OCHENTA Y SIETE MILÉSIMAS ($ 816,887) por litro el precio mínimo de adquisición del bioetanol elaborado a base de maíz destinado a su mezcla obligatoria con nafta en el marco de lo dispuesto por la Ley de Bicombustibles.
El plazo de pago del bioetanol no podrá exceder, en ningún caso, los TREINTA (30) días corridos a contar desde la fecha de la factura correspondiente.
La Resolución 373/23 de la S.E. estableció la posibilidad de efectuar modificaciones en los procedimientos de ajuste de precios comprendidos en dicha norma, tanto en los casos en que se detecten desfasajes entre los valores resultantes de su implementación y los costos reales de elaboración de los productos, o bien cuando dichos precios puedan generar distorsiones en los precios del combustible fósil en el pico del surtidor.
En los último meses los productores locales de biocombustibles reclamaron a Energía más ajustes en los precios de comercialización con las petroleras, y la prórroga de la Ley específica del sector, con varias modificaciones.
El nuevo marco normativo propuesto contempla un incremento progresivo en los cortes obligatorios de biodiesel y bioetanol, la habilitación de un mercado de libre comercialización por encima de las mezclas mínimas, así como la posibilidad de incorporar motores flex y kits de conversión que optimicen el uso de la materia prima nacional.
Además, reemplaza los cupos y precios fijados por el Estado por un esquema de licitaciones entre privados, promoviendo competitividad y previsibilidad en el sector, describió el sector productor.
Los precios de los biocombustibles, junto con la variación de la cotización internacional del petróleo (Brent), y de la carga impositiva que grava al rubro, y la variación que registra la devaluación del Peso en relación al Dólar inciden en los precios en surtidor de las naftas y gasoils que se comercializan en el mercado local. El mercado desregulado actual explica las variaciones periódicas que, incluso dentro de un mismo mes, se registran en las estaciones de servicio.
PECOM presentó su cuarto Reporte de Sustentabilidad, un reflejo del camino recorrido y de los compromisos sostenidos a lo largo de 2024.
En un contexto de grandes cambios para la compañía y para la industria energética en general, PECOM reafirmó su capacidad de transformación a la vez que profundizó su compromiso con la sustentabilidad como eje transversal de su estrategia. El reporte destaca los avances logrados en materia de excelencia operacional, cuidado del ambiente y foco en las personas y comunidades.
“La sustentabilidad no es un capítulo aislado: es parte de cómo concebimos el negocio. Este reporte muestra cómo seguimos evolucionando como compañía sin dejar de poner en el centro a las personas, el ambiente y la excelencia en todo lo que hacemos. Nuestro compromiso con la sustentabilidad y la excelencia operacional, apalancados en la mejora continua, son nuestra guía en cada proyecto, servicio o trabajo que realizamos.”, señaló Gretel D´Amico, Directora Ejecutiva de Sustentabilidad y Excelencia Operacional de PECOM.
El Reporte de Sustentabilidad, se presenta como una invitación al diálogo con todos los grupos de interés y como una expresión del compromiso de PECOM de seguir apostando al desarrollo energético responsable, con el propósito de acercar a las personas la energía que necesitan para avanzar.
El Gobierno de Santa Cruz avanza con hechos concretos en su plan de ampliación de redes de gas, cumpliendo compromisos asumidos con las comunidades y sectores productivos de la provincia. En las últimas horas se confirmó la llegada de materiales para la obra en la zona de invernaderos de Pico Truncado, y se anunció que el 15 de octubre comenzarán los trabajos en el barrio La Herradura de Los Antiguos, con una inversión de $260.284.495,65.
En Pico Truncado, los materiales ya se encuentran en la zona de invernaderos, donde se realizará la extensión de la red de gas natural. La obra beneficiará directamente a los productores locales, que por más de tres décadas trabajaron sin acceso a este servicio esencial. Además, se ejecutarán refuerzos en la zona sur de la localidad, cumpliendo el compromiso asumido por el gobernador Claudio Vidal durante el aniversario de la ciudad, el pasado 11 de julio.
“Todo esto es posible gracias a una decisión política del gobernador Claudio Vidal, que nos pidió avanzar con hechos concretos y llevar soluciones reales a cada rincón de Santa Cruz”, sostuvo el presidente de Distrigas, Marcelo De la Torre.
De la Torre también agradeció el acompañamiento del jefe de Gabinete, Daniel Álvarez, presidente del Fondo UNIRSE, y destacó el trabajo articulado con los municipios y el compromiso del intendente de Pico Truncado, Pablo Anabalón, junto al esfuerzo de todo el equipo de Distrigas, desde los sectores técnicos hasta los administrativos y la sucursal local.
El titular de Distrigas subrayó que el avance de las obras responde a un esquema de gestión con presencia territorial, que permite dar respuestas rápidas a reclamos históricos. “Con la mayoría de los municipios venimos trabajando de manera mancomunada”, indicó, al recordar que las licitaciones para Invernaderos y la zona sur fueron los pasos que aceleraron la concreción de lo prometido por el gobernador.
Los Antiguos: gas por red y una vida más digna para las familias
En Los Antiguos, la obra de gas natural en el barrio La Herradura alcanzará a 30 lotes, donde actualmente viven 15 familias, con un tendido total de 1.200 metros de red y un frente de obra estimado en dos semanas, sujeto a las condiciones climáticas.
El presidente de Distrigas, Marcelo De la Torre, aseguró que la llegada del gas “cambia la vida y el futuro de nuestras comunidades”. “Después de tantos años, hoy podemos decir con orgullo que el gas llega donde hacía falta. Es una obra que transforma la vida y que sólo fue posible gracias a una decisión política firme y un trabajo sostenido en todo el territorio”, afirmó.
El Gobierno Provincial impulsa un plan integral de obras de gas que ya se ejecuta en Pico Truncado, Los Antiguos, Caleta Olivia, Las Heras, Río Gallegos, Río Turbio y 28 de Noviembre, entre otras localidades.
Con una fuerte inversión pública y un trabajo conjunto entre el Estado provincial, Distrigas y los municipios, estas obras reparan décadas de abandono, mejoran la calidad de vida de las familias y fortalecen el desarrollo productivo en toda Santa Cruz.
El gobernador Alberto Weretilneck presentó en Cipolletti el nuevo Centro de Control Regional eléctrico de la red de alta tensión provincial, operado por la empresa estatal Transcomahue. Con tecnología de última generación, las instalaciones permiten supervisar y coordinar el sistema eléctrico regional, aportando autonomía, mejores condiciones de trabajo y mayor confiabilidad en gran parte de Río Negro.
El gobernador estuvo acompañado por el Presidente del Bloque de Legisladores de JSRN, Facundo López; el Jefe del Departamento Operaciones de Transcomahue, Guillermo Picón; la ex Secretaria de Energía y Ambiente, Andrea Confini, principal impulsora de los proyectos energéticos en la provincia; y demás autoridades y referentes de la empresa.
El Centro de Operaciones de la Transportista por Distribución Troncal (COTDT) ya se encuentra operativo y cumple un rol clave en la supervisión y coordinación del sistema eléctrico regional. Hasta hace poco tiempo, las operaciones se realizaban en Neuquén en instalaciones compartidas con el EPEN, pero con esta obra se consolidó un espacio propio en territorio rionegrino.
“El traslado y modernización del Centro de Control Eléctrico enteramente en Río Negro nos permite ganar autonomía y dar un salto tecnológico que fortalece la seguridad eléctrica de toda la región”, señaló el gobernador Weretilneck durante la presentación. Una referencia a una de sus anteriores ubicaciones, ya que inicialmente funcionaba en Neuquén en instalaciones compartidas con el EPEN.
La sala cuenta con equipamiento de última generación que permite monitorear en tiempo real las líneas y estaciones transformadoras de alta tensión (132 kV). Además, allí se planifican mantenimientos y se anticipan riesgos que podrían afectar la calidad del servicio.
Por su parte, el Jefe del Departamento Operaciones de Transcomahue, Guillermo Picón, explicó: “Este centro es el corazón operativo de nuestra red. Aquí se toman decisiones minuto a minuto que aseguran estabilidad y previsión en el servicio eléctrico para miles de usuarios”.
En situaciones críticas, como cortes nacionales o regionales, el COTDT asume funciones estratégicas: puede iniciar arranques en negro locales para recuperar gradualmente la demanda y coordina, en nombre de CAMMESA, la restauración segura del suministro eléctrico.
Un edificio con compromiso ambiental
La sede técnica de Transcomahue en Cipolletti también se destaca por su perfil sustentable: parte de sus requerimientos energéticos son abastecidos a partir de fuentes renovables, gracias a un sistema de generación solar que refleja el compromiso de la empresa estatal con la eficiencia y el cuidado ambiental.
El centro también fortalece la articulación entre transportistas, generadores, distribuidores y organismos de control, garantizando transparencia y eficiencia en la operación del sistema.
El gobierno actualizó los nuevos precios para el biodiesel y bioetanaol que se utilizan para la mezcla obligatoria con combustibles fósiles. La Secretaría de Energía publicó las Resoluciones Nros. 385/2025 y 386/2025 en el Boletín Oficial de este lunes.
A través de la Resolución 385/2025, Energía fijó en $1.508.704 por tonelada el precio mínimo de adquisición del biodiesel. Este precio corresponde al biodiesel destinado a su mezcla obligatoria con gasoil, en el marco de lo dispuesto por la Ley N° 27.640.
La normativa aclara que este valor regirá para las operaciones que se lleven a cabo durante el mes de octubre de 2025 y hasta que un nuevo precio lo reemplace.
En cuanto a las condiciones comerciales, el plazo de pago del biodiesel no podrá superar, en ningún caso, los siete días corridos a contar desde la fecha de la factura.
Mediante la Resolución 386/2025, la autoridad de aplicación estableció los precios mínimos para el bioetanol, un producto destinado a su mezcla obligatoria con nafta bajo la Ley N° 27.640.
Se fijaron dos precios, dependiendo de la materia prima:
1. El bioetanol elaborado a base de caña de azúcar se estableció en $ 891,286) por litro.
2. El bioetanol elaborado a base de maíz se fijó en $ 816,887) por litro.
Estos precios mínimos de adquisición regirán para las operaciones que se efectúen durante octubre de 2025.
El plazo de pago para el bioetanol se estableció en un máximo de treinta días corridos desde la fecha de la factura correspondiente.
Ambas resoluciones consideran la posibilidad de efectuar modificaciones en los procedimientos de determinación de precios en caso de detectar desfasajes entre los valores resultantes y los costos reales de elaboración, o si el precio puede generar distorsiones en los precios del combustible fósil en el surtidor.
La Secretaría de Energía adjudicó los Contratos de Generación de Almacenamiento con Distribuidores del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), programa con el que pretende paliar posibles cortes de luz durante los picos de demanda del verano.
La medida fue formalizada a través de la Resolución N° 384/2025 publicada este lunes en el Boletín Oficial.
La adjudicación se realiza en el marco de la Convocatoria Abierta Nacional e Internacional denominada “Almacenamiento “AlmaGBA”. Dicha convocatoria se autorizó inicialmente mediante la Resolución N° 67 de fecha 14 de febrero de 2025.
La potencia objetivo referencial de la convocatoria fue de Quinientos Megavatios (500 MW). En el proceso, el 15 de julio de 2025 se recibieron 27 Ofertas en sobres cerrados, sumando un total de 1.347 MW de potencia ofertada.
Posteriormente, la Secretaría de Energía determinó la adjudicación de una potencia adicional de 150 MW a la potencia objetivo total. Esto se decidió en función a la evaluación técnica y la posibilidad de mejora de la confiabilidad de funcionamiento del GBA y del SADI.
Los contratos se celebran con los Agentes Distribuidores del MEM EDENOR S.A. y EDESUR S.A., e instruyen a la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico Sociedad Anónima (CAMMESA) a suscribirlos como garante de pago de última instancia.
La Secretaría de Energía instruyó a CAMMESA a notificar la resolución a los oferentes y coordinar la firma de los contratos respectivos.
El gobierno nacional lanzó una convocatoria para importar 50.000 autos eléctricos e híbridos durante 2026 sin aranceles y las empresas con producción local y los importadores tienen hasta el 13 de octubre inclusive para acceder al cupo.
La medida se implementa a través de la Resolución 377/2025 de la Secretaría de Industria publicada hoy en el Boletín Oficial. El valor FOB de los vehículos importados debe ser de hasta US$ 16.000.
La medida incluye diferentes tipos de tecnologías de motorización. Se incluyen vehículos completamente eléctricos, híbridos, híbridos mild, e híbridos enchufables.
Los modelos compiten en todos los segmentos con los automóviles tradicionales con oferta ya existente en el mercado. Los primeros vehículos híbridos y eléctricos del llamado 2026 podrán ingresar al país en los primeros días de enero.
La presente convocatoria también incluye una opción para registrarse en lista de espera. Esta lista corresponde a la importación de vehículos del cupo 2025 que sean desistidos o cuyas condiciones hayan sido incumplidas por los oferentes originales.
Durante este año 50.000 vehículos fueron adjudicados en dos tandas a partir del decreto 49/25. Se espera que para enero de 2026 el total ingresado de las primeras dos convocatorias sea de más de 40.000 unidades.
El organismo de control nuclear de las Naciones Unidas, Rusia y Ucrania están discutiendo formas de restaurar el suministro eléctrico externo de la Planta de Energía Nuclear de Zaporiyia, que dependió de electricidad de respaldo durante 10 días, informó la agencia de la ONU.
“Ambas partes afirman estar preparadas para realizar las reparaciones necesarias en sus respectivos lados de la línea de frente. Pero para que esto ocurra, la situación de seguridad en el terreno debe mejorar para que los técnicos puedan llevar a cabo su labor vital sin poner en peligro sus vidas”, declaró Rafael Grossi, director general del Organismo Internacional de Energía Atómica (OIEA).
Según un comunicado del OIEA, el 23 de septiembre se desconectó la única línea eléctrica de 750 kV operativa debido a daños en el frente de combate.
Esta pérdida de energía externa representa la interrupción más prolongada de las 10 que ha sufrido la planta durante el conflicto militar entre Rusia y Ucrania.
El organismo advirtió que un apagón total en la planta podría desencadenar un accidente con fusión de combustible y una potencial liberación de radiación al medio ambiente.
Aunque los generadores diésel de emergencia funcionan normalmente y existen amplias reservas de combustible, Grossi aseguró que se trata de una situación “sin precedentes” que debe resolverse “sin más demora”.
“Hago un llamado a ambas partes para que hagan lo necesario y eviten un mayor deterioro. Esto depende de la voluntad política, no de la viabilidad técnica, que existe”, subrayó el director del OIEA, de acuerdo con un cable de la agencia de noticias Xinhua.
La Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) celebró la X Semana de la Energía en Santiago de Chile. El evento propuso un nuevo formato para mejorar el diálogo técnico y político en la región a lo largo de encuentros con actores estratégicos del sector productivo y resoluciones ministeriales que marcarán el rumbo técnico de la integración energética en LATAM.
Bajo ese contexto, el ministro de Energía de Chile, Diego Pardow, conversó en exclusiva con Energía Estratégica y puso énfasis en el avance de los sistemas de almacenamiento BESS en el país y cómo el país se posicionó a la vanguardia en la materia.
“La baja en costos BESS fue una ventana que Chile supo aprovechar, ya que hubo avances tecnológicos y cambios en el ensamblaje que permitieron la baja del precio”, aseguró.
“Desde el gobierno nos pusimos el desafío en una agenda regulatoria para aprovechar esa ventana de oportunidad, y hoy día vemos que valió la pena este esfuerzo conjunto sector público y privado, por una agenda para movilizar este volumen de inversión”, agregó.
El funcionario confirmó que el país superará los 2 GW de almacenamiento operativo para enero de 2026, cifra que representa un adelanto de cuatro años sobre la meta oficial fijada para 2030.
Pero la expansión es aún más significativa si se contempla la cartera de proyectos en fase de construcción, ya que se proyecta que la capacidad instalada de almacenamiento en Chile podría alcanzar los 8,6 GW en 2027 y, por ende, también se anticipará la meta de 6 GW al 2050.
“Es una meta muy importante porque tiene efecto inmediato, de alguna manera en los precios mayoristas, que afectan la actividad económica. Cada gigavatio de almacenamiento supone un billón de dólares de inversiones; es decir que son sumas muy importantes de inversión privada y con mucho impacto positivo para las regiones del país”, señaló Pardow.
Y cabe recordar que fue el propio ministro de Energía quien reveló que la instalación de sistemas BESS redujo casi USD 100/MWh el costo marginal solar en algunas subestaciones del país, por lo que el hecho de estabilizar los ingresos en el mercado mayorista resulta un cambio en las reglas del juego para cualquiera que se dedique a desarrollar proyectos
Además, el titular de la cartera energética de Chile valoró la Semana de la Energía como un espacio clave para evaluar políticas de largo plazo, en colaboración entre el sector público y privado, organizaciones de la sociedad civil y entidades de varios países de LATAM.
“Esta semana es una manera de tratar de separarse de lo urgente para mirar cosas importantes como la integración y nuestras políticas públicas”, expresó en conversación con este portal de noticias.
Reajuste estratégico del Plan de Descarbonización
Durante la X Semana de la Energía, el gobierno chileno presentó la versión final del Plan de Descarbonización. El documento incluye 28 medidas estructuradas en cuatro ejes: rediseño del mercado mayorista, cambios normativos, nuevos modelos contractuales y herramientas fiscales.
Pardow aseguró que el plan refleja el espíritu de la política energética y climática del país, considerando que años atrás se asumió el compromiso de retirar todas las centrales termoeléctricas a carbón hacia 2040.
El proceso comenzó por las unidades más antiguas, pero luego el país debió cerrar centrales activas que prestaban servicios al sistema y, por tanto, ese cambio evidenció nuevos desafíos.
Pardow reconoció que el país subestimó el tamaño de la tarea. “A mitad de camino, nos dimos cuenta de que la otra mitad de la tarea era más difícil que la primera”, señaló.
Por tal motivo es que el ministro identificó tres dimensiones críticas en el proceso: el impacto en el empleo y en la economía local, la necesidad de coordinar los retiros con nuevas líneas de transmisión y la importancia de reutilizar la infraestructura ya existente.
“Como país, poníamos el mismo valor a la creación de nuevas infraestructuras que a la reutilización de la infraestructura existente, y eso no hacía sentido. Pero en vez de bajar los brazos, decidimos reimpulsar esto y nos queremos demorar menos”, afirmó el ministro.
El aumento sostenido de la demanda eléctrica en Perú está redefiniendo el mapa energético del país y plantea un nuevo ciclo de inversiones. Según Marco Fragale, CEO de Orygen, el crecimiento proyectado, impulsado principalmente por la actividad minera e infraestructura, obligará al sector a acelerar el desarrollo de nuevas plantas, especialmente de fuente renovable.
“Lo que estamos viendo es un incremento de demanda que se viene muy fuerte. Se habla de un 3,8% de incremento hacia 2026”, manifestó el directivo y estimó que la demanda podría superar los 12 TWh adicionales entre 2025 y 2030. Sin embargo, destacó que se trata de una previsión bastante conservadora, considerando la cantidad de proyectos mineros que podrían concretarse en los próximos tres a cinco años, lo que incrementaría aún más la demanda energética del país.
En el marco del Future Energy Summit (FES) Perú, donde más de 400 líderes del sector analizaron las estrategias para consolidar un nuevo modelo de transición energética, Fragale remarcó que el país necesita desarrollar tecnología competitiva y limpia. “Todas las plantas que vemos son renovables, porque efectivamente la tecnología renovable en este momento es la más competitiva”, afirmó.
Desde Orygen —antiguamente conocida como Electrolima, Edegel y luego Enel Generación Perú— apuestan por un portafolio diverso, con acceso a las cuatro tecnologías principales: hidráulica (13 plantas), térmica, solar y eólica. “Somos el líder en renovables en el Perú”, subrayó Fragale. Esa estrategia incluye una cartera priorizada de 3 GW de nuevos proyectos renovables, divididos en solar, eólica e híbridos. “Más o menos podría ser un 50 y 50. Puede ser un poco más de eólico que solar”, detalló.
Además de la diversificación, la compañía trabaja en mantener altos niveles de eficiencia en sus plantas. La confiabilidad, aseguró, se apoya en esa diversificación tecnológica, que permite responder a los desafíos operativos y de mercado.
Sin embargo, Fragale advirtió sobre los obstáculos normativos que podrían frenar esta transformación. “Hay cosas que no se pueden llevar adelante sin tener normas claras, transparentes y bien reglamentadas”, sostuvo. Y puso el foco en la falta de agilidad en los permisos, que afecta tanto a los proyectos de generación como de transmisión o distribución. “No podemos pensar en crecer a tasas de PBI más altas si no se da una agilidad de permisos. En este momento yo personalmente estoy viendo que tenemos problemas”, alertó.
Otro punto crítico para la transición energética en Perú es el desarrollo de servicios complementarios, fundamentales para incorporar almacenamiento en gran escala. “Es difícil que se pueda desarrollar storage de manera económica y sostenible en este momento”, consideró el CEO de Orygen. Pero también reconoció avances: “Se están dando los cambios, en particular en cuanto a este mercado de servicios complementarios”.
Para Fragale, la implementación de un marco claro que permita precios de referencia competitivos para los servicios complementarios será clave. “Eso tiene que ser el mercado. Tiene que ser neutral tecnológicamente, para que la tecnología mejor pueda dar el servicio que se necesita”, explicó. En ese sentido, las baterías emergen como una solución viable. “Las tecnologías de servicios complementarios y la batería en este caso son además muy competitivas”, destacó.
La seguridad energética, en su visión, dependerá de que el sistema pueda adaptarse a una creciente penetración renovable sin perder confiabilidad. “No hay geografías en el mundo donde la penetración renovable no se haya dado con todo un reglamento que garantice confiabilidad al sistema”, señala.
A esto se suma el rol clave del cliente en la transición energética. Orygen comenzó a entregar certificados verdes a sus clientes en 2019 y la evolución ha sido contundente. “En 2019 entregamos dos certificados verdes por 100 GWh. En 2024 entregamos 35 certificados por un tera y medio. En lo que va del 2025 ya hemos distribuido 40 y esperamos cerrar el año claramente con más de 40”, ejemplificó. Para Fragale, el cliente ya está liderando la transición: “Quiere acceso a energía competitiva, confiable, pero sostenible también”.
Además, considera que en el futuro cercano, los clientes serán protagonistas en la estabilidad del sistema. “Particularmente en los servicios complementarios, el cliente va a ser fundamental en ayudar a la confiabilidad del sistema”, afirmó.
Finalmente, el CEO de Orygen aseguró que el momento para actuar es ahora. Después de años de exceso de oferta y precios bajos, el mercado renovable peruano está mostrando signos de fuerte dinamismo. “Estamos viendo mucho más desarrollo en energía renovable, claramente por un tema también de demanda futura que se viene”, afirmó. Y concluye: “Es el momento de mirar bien al desarrollo renovable de un lado, pero también de tecnologías que puedan dar la confiabilidad al sistema del otro lado”.
La X Semana de la Energía concluyó en Santiago de Chile, consolidando su rol como el foro más influyente del sector energético en América Latina y el Caribe.
Organizada por la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE), el Ministerio de Energía de Chile, el BID, CAF, el Banco Mundial y GET.transform, la edición reunió a más de 2500 participantes de 49 países, con la participación de 220 panelistas y 160 organismos internacionales. Durante cuatro jornadas de trabajo, se desarrollaron 60 horas de debate sobre la agenda energética regional.
En este contexto, se celebró la Reunión Anual de Ministros y Ministras de Energía de los 27 países miembros de OLADE, donde se alcanzaron acuerdos clave para el futuro de la integración energética y se aprobaron Decisiones Ministeriales sobre cuatro ejes fundamentales: energía y trabajo, diálogo para la convergencia regulatoria regional, transición energética justa con las comunidades cercanas a proyectos, y almacenamiento de energía eléctrica.
También se acordó una meta común para alcanzar el 95% de cobertura en tecnologías de cocción limpia, respetando las rutas particulares de cada país.
En la misma reunión, se confirmó la reelección de Andrés Rebolledo Smitmans como Secretario Ejecutivo de OLADE para el período 2026-2029, y se oficializó el traspaso de la presidencia de OLADE de Belice a Barbados, manteniendo el liderazgo regional en el Caribe.
Al cierre del evento, Rebolledo comentó a Energía Estratégica la amplitud y profundidad de la convocatoria: “Fue una semana muy productiva, donde se discutió la agenda energética de América Latina y el Caribe, con temas fundamentales como la modernización de redes, el almacenamiento, la descarbonización de la demanda, el hidrógeno verde y los combustibles sintéticos”.
El titular de OLADE también remarcó que el sector renovable será protagonista en los próximos años. “La solar y la eólica serán más dinámicas que en años anteriores. (…) Sin duda, la energía renovable seguirá siendo el puntal del desarrollo energético de la región”, aseguró.
Chile lideró con almacenamiento y descarbonización
Uno de los temas más destacados durante la Semana fue el avance de los sistemas de almacenamiento BESS en Chile. En diálogo exclusivo con Energía Estratégica, el ministro de Energía, Diego Pardow, subrayó que el país supo anticiparse a la baja de precios en estos sistemas. “La baja en costos BESS fue una ventana que Chile supo aprovechar, ya que hubo avances tecnológicos y cambios en el ensamblaje que permitieron la baja del precio”, explicó.
Esa oportunidad fue acompañada por una agenda regulatoria que movilizó miles de millones de dólares en inversión privada. “Desde el gobierno nos pusimos el desafío en una agenda regulatoria para aprovechar esa ventana de oportunidad, y hoy día vemos que valió la pena este esfuerzo conjunto sector público y privado”, sostuvo el funcionario.
Pardow confirmó que el país superará los 2 GW de almacenamiento operativo para enero de 2026, anticipándose cuatro años a la meta oficial de 2030. Además, con los proyectos en construcción, se proyecta que la capacidad instalada alcance los 8,6 GW en 2027, superando ampliamente la meta de 6 GW para 2050. “Cada gigavatio de almacenamiento supone un billón de dólares de inversiones”, destacó.
Según el ministro, la instalación de sistemas BESS redujo hasta “USD 100/MWh el costo marginal solar en algunas subestaciones del país”, lo que representó un cambio estructural en el mercado.
Durante el evento también se presentó la versión final del Plan de Descarbonización de Chile, que incluye 28 medidas distribuidas en cuatro ejes: rediseño del mercado mayorista, cambios normativos, nuevos modelos contractuales y herramientas fiscales.
El gobierno identificó tres desafíos principales: el impacto económico y laboral, la coordinación con nuevas líneas de transmisión y la reutilización de infraestructura existente.
“Como país, poníamos el mismo valor a la creación de nuevas infraestructuras que a la reutilización, y eso no hacía sentido. Pero en vez de bajar los brazos, decidimos reimpulsar esto y nos queremos demorar menos”, expresó el ministro.
Por su parte, el Presidente de la Nación de Chile, Gabriel Boric, abrió la Semana con un discurso donde valoró la cooperación regional en materia energética. “La energía es al siglo XXI lo que los trenes fueron al XIX”, manifestó. El mandatario destacó que el 70% de la electricidad en Chile proviene de fuentes limpias y ratificó el objetivo de llegar al 100% en 2050.
Boric subrayó el impacto social de la transición energética, al destacar el caso del parque solar comunitario en Talagante, que permitió un ahorro de 200.000 pesos chilenos por hogar. “La transición energética tiene rostro ciudadano”, afirmó, al resaltar también el programa de eficiencia energética en escuelas rurales, que benefició a miles de estudiantes.
La diversidad de actores presentes —gobiernos, empresas, ONGs, universidades, sindicatos, jóvenes y mujeres— también fue resaltada por OLADE como uno de los activos más importantes del evento. “Creamos una red de mujeres por la energía para cerrar brechas y generar mayor cohesión social”, indicó Rebolledo.
Con el cierre de esta edición, OLADE anunció que la XI Semana de la Energía se celebrará en República Dominicana en octubre de 2026, proyectando la continuidad de este foro clave para la integración y cooperación energética regional. “La Semana de la Energía se convirtió en un verdadero laboratorio de ideas y una plataforma que proyecta el futuro energético de América Latina y el Caribe hacia un modelo más sostenible, inclusivo e integrado”, concluyó la organización.
La tercera licitación del Plan de Expansión de Transmisión (PET-3) en Guatemala atraviesa un momento crítico. Desde la Asociación Guatemalteca de Transportistas de Electricidad (AGTE), se advierte que el proceso actual despertó un escaso interés entre los actores del sector privado: únicamente tres oferentes adquirieron las bases de licitación, lo cual representa una participación muy reducida.
A pesar de que existe un gran interés por el desarrollo de proyectos de transmisión, los actores del sector se muestran escépticos a participar en la presente licitación. Según David Cabrera, Presidente de AGTE, los transportistas agremiados consideran que hoy predominan más los riesgos que las oportunidades percibidas, lo que explica la baja participación. El Directivo advierte que: “Si la próxima licitación PET-3 (segunda parte) o PET-4 no trae cambios estructurales que incentiven la participación de los transportistas, será la crónica de una muerte anunciada”.
La nueva fecha para la presentación de ofertas, originalmente prevista para el 2 de octubre, fue aplazada al 7 del mismo mes. AGTE ha identificado este ajuste como meramente administrativo y no representa una modificación sustancial en las condiciones de la licitación. Para los agentes transportistas, las preocupaciones van más allá de temas de forma, del total de observaciones presentadas a las Bases de Licitación por parte de los agremiados de AGTE, solo alrededor del 30% fueron parcialmente atendidas y el 70% restante no fue recogido por las autoridades.
Entre los temas que quedaron con una respuesta parcial destaca el manejo del riesgo en aspectos como las servidumbres y la fuerza mayor. “El riesgo sigue estando del lado del oferente y no hay mecanismos concretos que permitan resolverlo”, advierte Cabrera. Además, aunque se reconoce la existencia de sobrecostos en las servidumbres, estos se trasladan bajo la figura del peaje y no como canon, lo cual, a criterio de la Asociación, desincentiva la inversión al no garantizar una adecuada retribución.
Otro de los puntos que no se tomaron en cuenta dentro de las observaciones presentadas se refiere a la poca adaptación de los contratos a las situaciones técnicas de fuerza mayor, ya que las cláusulas propuestas no permiten ajustes al contrato durante la ejecución del proyecto. El Presidente de AGTE recuerda que ningún proyecto de transmisión se desarrolla exactamente en campo como ha sido planificado en escritorio, por lo que la ausencia de flexibilidad para ajustar las condiciones de las obras a la realidad en campo puede comprometer la viabilidad de las obras.
Tampoco se atendió la preocupación de los agentes transportistas en relación con los elevados montos exigidos para la garantía de cumplimiento, que debe presentarse mediante cartas de crédito stand by. Estas garantías deben mantenerse vigentes desde la fecha de su emisión hasta la entrada en operación comercial del proyecto de transmisión, lo que implica costos significativos de mantenimiento que recaen íntegramente sobre los oferentes.
También se cuestiona la estructura de licitación por grandes lotes completos, en lugar de permitir múltiplesofertas por proyectos individuales. Los agremiados de AGTE propusieron oportunamente que se valorara la posibilidad de ofertar por obras y no por lote de obras, con lo cual se lograría mayor competitividad pues permitiría la participación de empresas más pequeñas.
Riesgos inmediatos y estructurales para el sistema eléctrico
Según el gremio de transportistas, la falta de ofertas o participación mínima podría tener efectos inmediatos en el sistema eléctrico. Los proyectos del Lote A, por ejemplo, son esenciales para que los proyectos adjudicados en la licitación PEG-4 (Plan de Expansión de Generación adjudicados en 2023) puedan inyectar energía al sistema.
En cuanto a los proyectos incluidos en el Lote 2, vinculados a la electrificación rural en zonas de alta necesidad como Quiché y Alta Verapaz, su no adjudicación dejaría sin cobertura a comunidades enteras ubicadas en zonas con una importante necesidad de electrificación.
También el departamento de Petén, así como la Costa Sur, dependen de proyectos incluidos en esta licitación; la no ejecución de estos proyectos implicaría una merma significativaen la calidad del servicio hacia el usuario final.
Según Ana Beatriz Sánchez, Directora Ejecutiva de AGTE, el temor del sector privado se sustenta en datos concretos. En los últimos cinco años, el sistema de transmisión de Guatemala creció 454 km, de los cuales el 89% fue ejecutado por transportistas privados. De cara a los próximos 18 años, el país deberá sumar 5.560 km para acompañar el crecimiento de la demanda, lo que implica triplicar el ritmo actual de expansión.
A esto se suma el retraso en la evolución de tensiones clave: mientras la red de 230 kV se ha expandido, los niveles de 400 kV y 138 kV no muestran crecimiento, restringiendo la capacidad de transportar grandes bloques de energía y la redundancia del sistema.
En subestaciones, Guatemala incorporará apenas nueve entre 2023 y 2025, muy por debajo de las más de diez por año que requiere el país para cumplir su meta al 2043. La Directora advierte que ello evidenciauna brecha crítica en la infraestructura de soporte del sistema de transmisión”.
Para revertir esta tendencia, AGTE propone una batería de cambios. Se plantea que se debe promover un ambiente de cooperación entre el Estado y los oferentes que permita reducir el riesgo de servidumbres y permisología a los oferentes, incluir mecanismos de salida y modificación de alcance en los contratos, reconocer costos reales -especialmente en servidumbres y trámites, permitir ofertas por proyectos, y no solo por lotes y, especialmente, desarrollar los mecanismos necesarios para agilizar la permisología estatal con garantías de tramitación exprés.
La AGTE ha identificado que si todo el riesgo continúa concentrándose en los oferentes, este se trasladará al canon de transmisión. Un canon elevado implica, en última instancia, mayores costos para los usuarios, cuando podrían lograrse tarifas más competitivas si los riesgos se comparten de manera balanceada.
Yingli Solar participa en el PVBook 2025 con una propuesta clara: ofrecer soluciones fotovoltaicas de alta eficiencia y confiabilidad que respondan a los desafíos técnicos y financieros de los grandes proyectos.
Sus módulos “Panda 3.0 Plus 720W” y “Panda 3.0 Pro 630W” se presentan como los principales productos del fabricante chino en esta edición del catálogo internacional elaborado por Energía Estratégica, el cual ya está disponible de manera gratuita y que reúne las últimas innovaciones del sector fotovoltaico a nivel global.
Ambos modelos comparten una arquitectura tecnológica avanzada basada en células N-Type TOPCon, una tecnología que, según la compañía, ofrece mayor eficiencia, menor degradación y mejor rendimiento en condiciones extremas, como altas temperaturas y baja irradiancia.
“La propuesta cubre un amplio abanico de requerimientos técnicos y financieros”, destacan desde la firma, en relación a la diversidad de configuraciones que ofrecen: mientras que el modelo de 720 Wp emplea células de 210 mm x 210 mm, el de 630 Wp utiliza células de 186 mm x 186 mm, permitiendo adaptabilidad en función del tipo de proyecto y diseño del sistema.
Ambas versiones están diseñadas para maximizar rendimiento y durabilidad. Cuentan con pasivación de superficie y corte celular que reducen el riesgo de microcracks, encapsulantes de alta resistencia frente a los rayos UV y una optimización de materiales y diseño óptico que mejora la captación de luz en ambas caras del módulo.
También integran un diseño de montaje dual bolt+clamp, con tolerancia de carga de hasta 5400 Pa, un sistema de multibusbar que eleva la eficiencia de conducción eléctrica y una arquitectura de protección anti-rayos, con cableado y puesta a tierra de alta fiabilidad.
“La optimización de la reflexión en la cara posterior es otro de los elementos clave”, remarcan desde Yingli Solar, señalando el aporte adicional que esto genera en la generación bifacial, especialmente en instalaciones montadas sobre superficies reflectantes.
Una apuesta al mercado internacional desde el PVBook
La inclusión de estos módulos en el PVBook 2025 responde a la estrategia global de Yingli Solar de posicionarse como un actor de peso en los mercados internacionales, manteniendo a su vez una base sólida en China, donde hoy se concentra el 70 % de su capacidad de producción.
“Apuntamos a reforzar la presencia de la marca en mercados clave de Europa y América Latina”, aseguraron desde la empresa en anteriores encuentros y conversaciones con este portal de noticias, haciendo foco en países como España, Argentina, Perú, Chile, Guatemala y República Dominicana.
Con más de tres décadas de experiencia, la empresa también enfatiza que su nueva estrategia comercial estará centrada en la estabilidad financiera y el soporte técnico durante los 30 años que pueden durar sus garantías. Un valor cada vez más determinante en un contexto de mercado con fuertes oscilaciones de precios y disponibilidad de insumos.
“El respaldo a largo plazo es tan importante como la eficiencia técnica”, señalaron, en referencia al compromiso que busca sostener la firma para ganar confianza en los desarrolladores de proyectos de gran escala.
Con módulos bifaciales que alcanzan hasta 720 Wp, tecnología N-Type TOPCon y diseños robustos pensados para condiciones exigentes, Yingli Solar se posiciona como una opción competitiva y confiable para el segmento utility scale y sistemas híbridos. La visibilidad internacional que ofrece el PVBook 2025 se convierte en una vitrina clave para esta apuesta tecnológica y comercial.
360Energy reafirma su protagonismo en la transición hacia un futuro energético más limpio con la publicación de su Reporte de Sostenibilidad 2024. Energía, Integración, Liderazgo, Sostenibilidad, Innovación e Internacionalización son los pilares que sostienen lo que la compañía ha logrado y a lo que continuará apuntando.
Durante este año, 360Energy alcanzó logros en materia ambiental, social y económica, demostrando coherencia entre su visión de largo plazo y las acciones concretas que lleva adelante.
Entre los principales logros detallados en el Reporte se destacan:
413 GWh de energía solar generada.
177.500 toneladas de CO₂ evitadas.
Inicio de operaciones en España, México y Brasil.
Impulsó proyectos y acciones que transforman comunidades en La Rioja, San Juan, Catamarca y Buenos Aires.
El CEO para Hemisferio Sur de 360Energy, Federico SbarbiOsuna, afirmó: «Durante 2024 evolucionamos de ser una compañía argentina con operación local para crecer con presencia en nuevos países».
«Esta transformación nos llevó a expandir nuestras operaciones a Brasil, México y España, lo que implicó reorganizar estructuras, incorporar talento en nuevos territorios, fortalecer la cultura organizacional y exportar así nuestros estándares de gestión más allá de nuestro país», agregó.
Con este reporte, 360Energy refuerza su compromiso de seguir impulsando un modelo de negocio sostenible que crea valor para sus clientes, socios estratégicos y la sociedad.
Colombia dio un nuevo paso en su camino para convertirse en miembro de la Agencia Internacional de Energía (AIE), al sostener una reunión bilateral entre la delegación del Ministerio de Minas y Energía y la directora ejecutiva adjunta de la Agencia, Mary Warlick, en Santiago de Chile.
“Colombia está lista para asumir un rol activo en la AIE, como socio responsable, como voz regional y como país comprometido con una transición energética justa”, aseguró Gabriela Riaño, jefa de cooperación internacional del Ministerio de Minas y Energía. Agregó que esta adhesión le permitirá al país fortalecer su institucionalidad energética y proyectarse como puente entre América Latina y la comunidad internacional.
Durante el encuentro se resaltó el valor estratégico del estudio Net Zero en Colombia, elaborado en conjunto con la AIE, que servirá como hoja de ruta para avanzar hacia la descarbonización de la matriz energética.
La visita técnica de la Agencia, programada para la segunda semana de octubre, será determinante para verificar los avances regulatorios, técnicos e institucionales que ha consolidado el país. Con este paso, reafirma su compromiso con una transición energética justa, segura y sostenible.
Así mismo, tras la solicitud del Ministerio de Minas y Energía para el intercambio de experiencia técnica en las reducciones de las tarifas para los usuarios colombianos, el organismo, que hace parte de la OCDE, expresó su interés en acompañar con sus conocimientos y experiencias globales en transmisión energética.
Estos avances se alcanzaron durante la X Semana de la Energía que adelanta la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE), en la ciudad de Santiago de Chile.
Camuzzi informa a la comunidad que el plan maestro de obras inherentes a la potenciación del Sistema Cordillerano Patagónico continúa avanzando a buen ritmo.
Con fecha 02 de Junio de 2025 se han dado inicio a las tareas para la construcción de la nueva Planta Compresora de Alto Rio Senguer, como así también al montaje del nuevo equipo de compresión en la actual Planta Compresora que Camuzzi posee en la localidad de Gobernador Costa, habiendo movilizado recientemente a campo las maquinarias, herramientas, obradores, retroexcavadoras y equipos necesarios para su ejecución.
Es oportuno destacar que la obra que dará solución definitiva a la problemática de las factibilidades en la región es mucho más amplia que la que se había planteado oportunamente, dado que el paso del tiempo y las nuevas condiciones operativas sobre el Sistema Cordillerano Patagónico hicieron necesario reconfigurar el diseño original.
De esta forma, a la concreción de las Plantas Compresoras de Gobernador Costa y Rio Senguer previstas en el plan inicial, se sumaron 2 nuevos frentes de obra necesarios que también ya han iniciado.
Por un lado, la interconexión del Gasoducto Patagónico con el Gasoducto General San Martin, que permitirá reemplazar la actual inyección de gas natural desde un único yacimiento en el extremo sur del sistema. De esta forma, el gasoducto quedará conectado en forma directa con el sistema troncal de gasoductos de la Argentina, otorgando una mayor confiabilidad y sostenibilidad a la operación.
Finalmente, y a los efectos de incrementar la presión del gas natural en este punto, para que pueda ser transportado a las distintas localidades en las condiciones operativas necesarias, próximamente se dará inicio a la construcción de una nueva Planta Compresora, en la localidad de Holdich, también en la provincia del Chubut.
La finalización de las obras inconclusas de Gobernador Costa y Rio Senguer son financiadas por los Bancos Provinciales del Chubut y Neuquén, por un monto de $24.800 millones que ha sido garantizado por Camuzzi, en tanto que la interconexión mencionada y la construcción de la nueva Planta Compresora Holdich contemplan una inversión por parte de la Licenciataria, de $25.812 millones adicionales.
Esta obra tan importante y esperada para la cordillera patagónica, que permitirá garantizar la incorporación de nuevos usuarios al sistema tras su habilitación integral, implica una inversión superior a los 50.600 millones de pesos.
El Sistema de Transporte y Distribución de gas natural Cordillerano-Patagónico cuenta con casi 1.500 km. de gasoductos troncales y más de 200 km. de loops, superando los 1.700 km. de extensión de cañerías con diámetros de 3”, 4”,6”,8”,10” y 12 pulgadas. El Sistema abastece a un total de 25 localidades de las provincias de:
Chubut: Río Mayo, Alto Río Senguer, Lago Puelo, José de San Martín, Gobernador Costa, Río Pico, Corcovado, Tecka, Trevelin, Esquel, El Maitén, Cholila, Epuyén, El Hoyo de Epuyen.
Río Negro: Ñorquinco, Pilcaniyeu, Dina Huapi, Comallo, Onelli, Ingeniero Jacobacci, El Bolsón y Bariloche.
Neuquén: Villa La Angostura, San Martín de los Andes y Junín de los Andes.
Como consecuencia del incremento de la demanda de gas natural y la falta de concreción – en tiempo y forma – de las obras necesarias que permitan acompañar operativamente esta evolución del consumo, la compañía se vio en la obligación, de acuerdo con el marco regulatorio vigente, de condicionar las factibilidades para nuevos usuarios a partir del año 2022.
Gracias al trabajo mancomunado entre las gobernaciones provinciales, el ENARGAS, la Secretaria de Energía de la Nación y ENARSA, la obra pudo ser retomada para, tras su habilitación, permitir el desarrollo sostenido y a largo plazo de las 25 localidades de toda esta región.
El gobernador del Chubut, Ignacio Torres, encabezó en Comodoro Rivadavia una reunión de trabajo con dirigentes gremiales de los sectores petroleros, camioneros y de la construcción, de la que también participó el intendente local Othar Macharashvili.
En el marco del encuentro, el mandatario adelantó que en los próximos días será recibido en Buenos Aires por el ministro del Interior de la Nación, Lisandro Catalán, con el objetivo de avanzar en la eliminación de los derechos de exportación para las cuencas convencionales.
“La Provincia cumplió en lo que hace a la baja de regalías, sobre todo en áreas marginales, y los trabajadores cumplieron en materia de productividad. Ahora vamos a exigir al Gobierno Nacional que cumpla con esta medida que potenciaría las inversiones en Chubut”, manifestó el gobernador.
De la reunión participaron los secretarios generales del Sindicato del Petróleo y Gas Privado, Jorge Ávila; de Camioneros, Jorge Taboada; de Petroleros Jerárquicos de la Patagonia Austral, José Llugdar, y de la UOCRA, Raúl Silva.
En la reunión también se brindó un panorama de las inversiones comprometidas para el año en curso y se presentó un avance preliminar de los planes proyectados para 2026, en línea con lo ejecutado en el presente ejercicio.
Se acordó, además, exigir la priorización de aquellos trabajos con mayor generación de empleo asociado, como la perforación, y de los que tengan posibilidad de revitalizar la cuenca, como la actividad de exploración de convencional que lleva adelante Pan American Energy.
Asimismo, en el caso puntual de las áreas Manantiales Behr y El Tordillo, el Gobierno Provincial transmitió que, como requisito para autorizar la cesión, se trabajará en la presentación de un plan de inversiones que se traduzca en beneficios concretos para Chubut y los trabajadores.
En ese marco, Torres adelantó que en los próximos días se reunirá con el presidente de YPF, Horacio Marín, y representantes gremiales “para clarificar cuestiones ambientales, laborales y de inversión, que la Provincia exigirá a las empresas interesadas en adjudicarse el yacimiento Manantiales Behr”.
“En breve vamos a tener una reunión en YPF para ver la proyección de las inversiones”, indicó el mandatario, y agregó: “Las operadoras ya nos pasaron un presupuesto preliminar de lo que van a invertir, y nosotros vamos a trabajar en el desglose porque hay algunas inversiones que generan un puesto de trabajo y otras que generan diez con el mismo dinero. Tenemos que ser inteligentes a la hora de analizar los compromisos y por eso lo estamos trabajando junto con los gremios”.
Compre Local
Por otra parte, en la reunión se abordó la iniciativa Compre Local. Dada la existencia de personal calificado y competitivo en la provincia, se consensuó avanzar de manera conjunta, con aportes del gobierno, gremios, empresas y cámaras, en un marco normativo que contemple la priorización de proveedores y trabajadores locales, como medida para morigerar los efectos de la situación compleja que atraviesa la industria convencional.
La medida se implementará a través de un proyecto de Ley que será elevado a la Legislatura una vez que se logre el consenso necesario. “Tenemos que trabajarla seriamente: hay ejemplos exitosos como los de Neuquén y Río Negro, y otros en los que se declaró la inconstitucionalidad, y eso no nos puede pasar”, señaló Torres.
La caída de los precios del petróleo a valores menores a los de 2022 y a pesar de los esfuerzos de la OPEP en mantener los recortes para sostener el precio han derivado en un reordenamiento de las cuentas de las grandes petroleras.
La reestructuración global de empresas como Exxon incluye despidos masivos, y la industria del shale en EE. UU. es especialmente golpeada por esta situación.
Las Big Oil prometieron a los inversores eficiencia y ahorros de costos el año pasado, cuando los precios del petróleo se normalizaron desde los máximos de 100 dólares por barril en 2022 que trajeron ganancias inesperadas a la industria en 2022 y 2023.
Las ganancias se “normalizaron” en 2024 y han tendido a la baja respecto a los años anteriores hasta ahora en 2025, lo que impulsa a las principales firmas de petróleo y gas a buscar ahorros de costos adicionales con precios del petróleo en los 60 dólares por barril, en comparación con un precio promedio del crudo Brent de 81 dólares por barril en 2024.
Las enormes ganancias de 2022 también fueron seguidas por una ola de consolidación, especialmente en Estados Unidos, donde ExxonMobil y Chevron, así como ConocoPhillips, anunciaron acuerdos de miles de millones de dólares para expandir su presencia en el negocio del esquisto y en los puntos calientes globales para exploración y producción.
Por otro lado las cuencas petroleras enfrentan una caída geológica en su producción, y la falta de inversión en exploración agrava la situación. Pero no solo las grandes petroleras están buscando ahorros de costos reduciendo el número de trabajadores. Las compañías en la zona de esquisto de EE.UU. están a la caza de consolidación, sinergias, eficiencias y recortes de costos para poder sostener los pagos a los accionistas con precios del petróleo de EE.UU. en 60 dólares por barril, y posiblemente más bajos más adelante este año.
Los primeros ajustes incluyen diferir las terminaciones de pozos y bombear más con menos, lo que significa que los empleos tienen que irse.
La desaceleración de la actividad de perforación se ha extendido a los grupos de servicios de campos petroleros. Se dice que Halliburton, por ejemplo, ha iniciado despidos en al menos tres unidades de negocio, con reducciones de personal que oscilan entre el 20% y el 40%. Estas reducciones se producen en medio del aumento de los costos, precios más débiles y una mayor volatilidad en todo el sector.
“La industria del petróleo y el gas se ha desacelerado dramáticamente debido a los bajos precios y al aumento del costo de las materias primas y los materiales y suministros terminados”, dijo un ejecutivo de una firma de servicios de campos petroleros en comentarios a la última Encuesta de Energía del Dallas Fed el mes pasado.
La provincia exigirá a Nación la quita de derechos de exportación para las cuencas convencionales, basándose en un compromiso de las operadoras de volcar el ingreso adicional a nuevas inversiones.
El gobernador del Chubut, Ignacio “Nacho” Torres, encabezó este jueves en Comodoro Rivadavia una reunión de trabajo con dirigentes gremiales de los sectores petroleros, camioneros y de la construcción, de la que también participó el intendente local Othar Macharashvili. En el marco del encuentro, el mandatario adelantó que en los próximos días será recibido en Buenos Aires por el ministro del Interior de la Nación, Lisandro Catalán, con el objetivo de avanzar en la eliminación de los derechos de exportación para las cuencas convencionales.
“La Provincia cumplió en lo que hace a la baja de regalías, sobre todo en áreas marginales, y los trabajadores cumplieron en materia de productividad. Ahora vamos a exigir al Gobierno Nacional que cumpla con esta medida que potenciaría las inversiones en Chubut”, manifestó el gobernador al término de la reunión de la que participaron los secretarios generales del Sindicato del Petróleo y Gas Privado, Jorge Ávila; de Camioneros, Jorge Taboada; de Petroleros Jerárquicos de la Patagonia Austral, José Llugdar, y de la UOCRA, Raúl Silva.
Compromiso de las operadoras
Durante el encuentro, en el que además estuvieron presentes el ministro de Hidrocarburos, Federico Ponce, y el presidente de Petrominera Chubut, Héctor Millar, Torres sostuvo que, dentro del reclamo que viene llevando adelante la Provincia, “mantuvimos una comunicación con el ministro nacional y se comprometió a trabajar en la eliminación de los derechos de exportación”.
El gobernador subrayó que la baja del tributo reforzaría las inversiones en la provincia, “dado que existe un compromiso escrito de las operadoras de volcar cada dólar adicional de ingreso percibido a nuevas inversiones en Chubut”.
Inversiones y empleo
El mandatario reveló que en la reunión también se brindó un panorama de las inversiones comprometidas para el año en curso y se presentó un avance preliminar de los planes proyectados para 2026, en línea con lo ejecutado en el presente ejercicio.
Se acordó, además, exigir la priorización de aquellos trabajos con mayor generación de empleo asociado, como la perforación, y de los que tengan posibilidad de revitalizar la cuenca, como la actividad de exploración de convencional que lleva adelante Pan American Energy, con quien se realizó una comunicación durante el encuentro.
En el caso puntual de las áreas Manantiales Behr y El Tordillo, el Gobierno Provincial transmitió que, como requisito para autorizar la cesión, se trabajará en la presentación de un plan de inversiones superador que se traduzca en beneficios concretos para Chubut y los trabajadores.
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En ese marco, Torres adelantó que en los próximos días se reunirá con el presidente de YPF, Horacio Marín, y representantes gremiales “para clarificar cuestiones ambientales, laborales y de inversión, que la Provincia exigirá a las empresas interesadas en adjudicarse el yacimiento Manantiales Behr”.
“En breve vamos a tener una reunión en YPF para ver la proyección de las inversiones”, indicó el mandatario, y agregó: “Las operadoras ya nos pasaron un presupuesto preliminar de lo que van a invertir, y nosotros vamos a trabajar en el desglose porque hay algunas inversiones que generan un puesto de trabajo y otras que generan diez con el mismo dinero. Tenemos que ser inteligentes a la hora de analizar los compromisos y por eso lo estamos trabajando junto con los gremios”.
Compre Local
Por otra parte, en la reunión se abordó la iniciativa Compre Local. Dada la existencia de personal calificado y competitivo en la provincia, se consensuó avanzar de manera conjunta, con aportes del gobierno, gremios, empresas y cámaras, en un marco normativo que contemple la priorización de proveedores y trabajadores locales, como medida para morigerar los efectos de la situación compleja que atraviesa la industria convencional.
El Secretario Ejecutivo de la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE), Andrés Rebolledo, afirmó que “la energía ha dejado de ser un tema sectorial para convertirse en el eje transversal que define el rumbo de nuestras economías, la estabilidad de nuestras sociedades y la esperanza de las futuras generaciones”.
Asimismo, resaltó que América Latina y el Caribe son la región más verde del mundo, alcanzando en abril de 2025 un 70 % de generación eléctrica renovable, además de contar con una producción estratégica de minerales críticos fundamentales para las transiciones energéticas globales.
“Nuestra región aporta a la descarbonización del planeta. La transición energética no es un objetivo lejano, es una tarea urgente que exige liderazgos y decisiones valientes”, agregó, en el marco de la LV Reunión de Ministros y Ministras de Energía de la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE), realizada en Santiago de Chile, y de cuya inauguración participó el Presidente de Chile, Gabriel Boric.
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El Mandatario chileno destacó los avances del país en el sector energético, entre ellos la Ley de Transición Energética de 2024, el impulso al hidrógeno verde, la iniciativa Agua Solar Rural, el programa Mejor Escuela y la implementación del primer Parque Solar Comunitario municipal en Talagante.
Durante la jornada se anunció la reelección de Andrés Rebolledo como Secretario Ejecutivo de OLADE para el período 2026-2029, en reconocimiento a su liderazgo en la integración energética regional y al fortalecimiento institucional de la Organización.
Durante su gestión 2023-2025, OLADE se consolidó como articulador de la agenda energética regional, impulsando nueve decisiones ministeriales y cuatro declaraciones, además de dar seguimiento a acuerdos previos.
En Mendoza, líderes y empresarios debatieron sobre minería, energía y acuerdos fiscales; Romano Group anunció ingreso al REM, IA aplicada y nuevas oficinas.
La consultora mendocina Reomano Group reunió a más de un centenar de empresarios, dirigentes y líderes políticos en un evento donde se debatieron las perspectivas económicas y políticas de la Argentina a días de las elecciones legislativas.WhatsApp Image 2025-10-02 at 11.33.55 AM (1)
Con el lema “Perspectivas políticas y económicas para 2026”, la consultora Romano Group celebró su encuentro anual en Mendoza. La jornada convocó a más de un centenar de empresarios, dirigentes y referentes políticos de la provincia y la región Cuyo.
Entre los principales disertantes se destacaron el analista político Sergio Berensztein y el economista Alfredo Romano, quienes ofrecieron un análisis del escenario nacional en un contexto marcado por la cercanía de las elecciones legislativas.
Consensos económicos pendientes
En su intervención, Romano advirtió sobre la falta de acuerdos sostenidos en materia fiscal: “Hemos convivido con déficit fiscal más de 100 años. Hasta que no haya un consenso político que garantice la continuidad de políticas como el equilibrio fiscal, más allá de los ciclos políticos, la Argentina seguirá navegando en la volatilidad”.
Energía y minería como motores
Por su parte, Berensztein puso el foco en las oportunidades de mediano plazo: “En los próximos cinco años, sectores como la minería y la energía generarán un superávit comercial que la Argentina nunca tuvo. Aunque hoy atravesamos alta volatilidad, el país tiene muy cerca posibilidades que no existieron antes”.
Romano Group, una consultora en expansión
Durante el encuentro, Florencia Romano, directora del área de Public Policy, presentó los avances de la firma: Este año, Romano Group fue incorporada por el Banco Central al Relevamiento de Expectativas de Mercado (REM), convirtiéndose en la primera consultora de Cuyo en sumarse a este prestigioso grupo de analistas.
La firma amplió su portafolio con proyectos vinculados a inteligencia artificial, entre ellos TEO, un agente especializado en compliance e integridad pública.
También se sumó como socio fundador de AMCHAM Cuyo, la cámara de comercio de Estados Unidos en la región, para fortalecer lazos con empresas nacionales e internacionales.
Finalmente, anunciaron la próxima apertura de nuevas oficinas en Buenos Aires, en el marco de un plan de expansión nacional.
El gobierno provincial aumentó el gravamen a un insumo clave para la fractura hidráulica en el shale neuquino. La medida busca compensar el impacto de los camiones en las rutas y moderar la carga impositiva sobre otras actividades como la construcción.
El gobierno de Entre Ríos actualizó la Guía de Tránsito de Minerales, también conocida como “guía minera”, que se aplica al transporte de arena y otros minerales extraídos en la provincia. El Decreto N° 1136 fijó en 2.250 pesos por tonelada el valor de la arena silícea destinada a la estimulación hidráulica en Vaca Muerta.
El incremento se debe a que el valor anterior se había mantenido congelado durante años, a pesar de la alta inflación registrada. El nuevo gravamen, que un camión de 33 toneladas abonaría por un valor de 74.000 pesos por viaje, es seis veces superior al monto vigente hasta abril. La medida busca compensar el deterioro de las rutas provinciales y nacionales provocado por el transporte pesado de arena, un insumo clave para la fractura hidráulica de pozos en Vaca Muerta.
Características de la arena y el impacto
Actualmente, Entre Ríos abastece más del 80% de la demanda nacional de arena para Vaca Muerta. La arena extraída en la provincia, especialmente en Ibicuy y Diamante, tiene características superiores como su mayor pureza y forma esférica, que facilitan su desempeño en la fractura hidráulica. En contraste, la arena de Neuquén presenta un mayor contenido de impurezas y arcilla, lo que requiere procesos adicionales que incrementan los costos.
En General Villegas, en el oeste bonaerense, un grupo de empresarios agropecuarios impulsan una planta para producir bioetanol y subproductos para la hacienda; buscan sumar más inversores.
En pleno corazón del noroeste bonaerense, en el partido de General Villegas, se gesta un proyecto que promete revolucionar la matriz energética y productiva de la Argentina: BioVi. En el establecimiento “El Clarinete”, sobre la ruta 188, el productor agropecuario Pierre Courreges encabeza una iniciativa ambiciosa: la instalación de una planta de bioetanol a base de maíz, concebida bajo un modelo asociativo con la empresa Bio4, de Río Cuarto, en Córdoba.
La inversión estimada supera los US$100 millones. La propuesta no solo busca generar energía renovable y sumarse a la agenda global de la descarbonización, sino también potenciar la economía regional, dinamizar la ganadería y consolidar a General Villegas como un polo de energía verde en el país. La planta proyectada tendrá una capacidad productiva de 88.855 metros cúbicos de bioetanol por año, con una notable conversión: cada tonelada de maíz se transformará en 410 litros de etanol automotor.
Pero el proyecto excede la generación de combustible. El proceso industrial también producirá 0,931 toneladas de burlanda húmeda y 15 kilos de aceite de maíz por cada tonelada procesada. Estos subproductos son estratégicos: la burlanda, por ejemplo, se ha convertido en un insumo clave y más económico que el maíz para la alimentación de ganado en feedlots y tambos. De hecho, la futura planta generaría diariamente la cantidad suficiente de burlanda para alimentar 80.000 cabezas de ganado. La burlanda representa en torno a un 30% de la dieta en ganadería y el 10% en lechería.
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La elección de General Villegas no fue casual. La planta requerirá 234.000 toneladas de maíz al año, una demanda fácilmente cubierta en una región donde en 2023 la producción del cereal alcanzó los 9,8 millones de toneladas. Esto al considerarse producción de esa zona del oeste bonaerense más el sur de Córdoba, el este de La Pampa y el sur de Santa Fe. La región mencionada, además, es un polo ganadero con un rodeo bovino de 1,65 millones de cabezas, lo que potencia la integración productiva. La ubicación también ofrece ventajas logísticas: “Disponibilidad de tren para transportar bioetanol”, detalla el plan.
Actualmente, en la Argentina el corte de bioetanol en combustibles es del 12%, dividido en partes iguales entre maíz y caña de azúcar. Aunque solo el 3,7% del maíz nacional se destina hoy a esta industria, las empresas buscan con el Gobierno que se eleve el nivel al 15%.
La iniciativa en General Villegas está directamente ligada a ese cambio regulatorio. Courreges lo resumió de manera contundente: “Si no sale la ley [por el incremento del corte] no se hace nada porque el mercado está abastecido. En cambio, con ese 3% adicional se abren nuevas oportunidades de inversión”.
El proyecto BioVillegas tiene como socio estratégico a Bio4, una compañía fundada por Manuel Ron y Marcelo Otero en Río Cuarto, que ya probó el modelo asociativo con éxito. El punto de inflexión llegó cuando Courreges y su grupo viajaron a Río Cuarto para conocer de cerca la experiencia de esa empresa.
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“Cuando fuimos a Bio4, la sensación fue de una industria impresionante. Esa planta la hicieron con 30 productores de la zona. Entonces se nos ocurrió que nosotros también podríamos hacer eso”, contó a LA NACION Courreges. Esa visita despertó la convicción de que un modelo similar podía replicarse en General Villegas, con el impulso de los productores locales y bajo un esquema asociativo. La reunión derivó en algo más que inspiración: en un compromiso concreto.
“Charlamos con ellos y nos dijeron que estaban para ayudarnos a hacerlo y ser parte del proyecto. Tienen el know-how, saben cómo hacerlo, llevan diez años en el mercado y conocen todos los vericuetos y vaivenes que puede tener esto, y nos pareció bárbaro”, explicó.
Así nació BioVi, la sociedad creada para llevar adelante la planta. Al principio, el interés estaba puesto en la burlanda, el subproducto del proceso, pero pronto comprendieron que la clave estaba en el combustible. “Había otro negocio que no habíamos considerado: el etanol. El desperdicio es el desperdicio. Esa es la realidad. El 70% de la facturación es etanol”, subrayó.
La inversión estimada asciende a US$107 millones. Hasta ahora, los impulsores ya consiguieron la mitad de los socios, con productores e inversores locales, y ahora buscan completar el resto con financiamiento internacional, créditos verdes y la incorporación de nuevos socios.
Un legado familiar
El motor de este emprendimiento tiene raíces profundas. La historia de la familia Courreges en el agro argentino se remonta a 1905, cuando Pierre Ferdinand Courreges, abuelo del actual productor, llegó a Buenos Aires.
“Mi abuelo llegó de Francia en 1905 con 15 años. Primero consiguió trabajo como ayudante de dentista sobre la avenida 9 de Julio, pero enseguida dijo que quería ir al campo porque era lo que conocía”, recordó el productor.
Su vida no fue sencilla. “Primero se fue en carreta hasta Robert, partido de Lincoln, con mi abuela que también era francesa, de Biarritz, y daba clases a las familias pudientes de ese entonces. Ahí trabajaron de encargados en un almacén de Ramos Generales. Después, mi abuelo comenzó a alquilar lotes y sembrar trigo. Se fundió cinco veces: una vuelta sembró un trigo, se le brotó en la espiga por la humedad y no sirvió para nada. Hasta que consiguió comprar un campito en cuotas, se hizo una casa de adobe y empezó a producir”, relató.
Con perseverancia, su abuelo logró transformar la adversidad en oportunidad y consolidar una explotación de 1400 hectáreas que marcó el inicio de la historia familiar. Courreges recordó con orgullo: “En la crisis del 30, muchos productores devolvieron los campos porque no podían pagarlos. Mi abuelo fue al Banco Nación y le dijo al gerente que, si le daban esas tierras, él empezaba a pagar las cuotas. Así consiguió sus primeras 1400 hectáreas. Llovió y pudo cumplir con los pagos y; se armó su campo. Incluso se cambió el nombre porque quería ser argentino: de Pierre Ferdinand pasó a Pedro Ferdinando Courreges”.
Una tradición que se renueva
La historia continuó con su padre, Paul, que amplió las tierras y se dedicó a la agricultura y la ganadería. Pierre, formado como ingeniero en Producción Agropecuaria, tomó la posta con una visión más empresarial. “Hoy tenemos unas 4000 hectáreas de soja, maíz y trigo, y un feedlot de 10.000 cabezas. En 2005 empezamos a encerrar hacienda en General Villegas y trajimos toda la que teníamos en otras provincias. Eso nos permitió crecer en escala”, explicó.
Ese recorrido lo llevó a pensar en un nuevo salto productivo: transformar el maíz en energía y subproductos para la ganadería. El proyecto comenzó a tomar forma a partir de las recorridas del grupo CREA Villegas por distintos países. “Siempre veíamos que uno de los grandes alimentos que utilizaban en los feedlots era la burlanda. Decíamos que era una ventaja enorme tener este subproducto”, contó.
El impulso decisivo llegó cuando se instaló una línea de gas frente a su campo. “El tubo de gas pasa por la tranquera de El Clarinete, donde está el feedlot, y además pasa una línea de alta tensión. Teníamos la energía, solo faltaba el marco país”, relató.
Con la llegada de Javier Milei al poder, Courreges vio que era el momento de apostar. “La idea era invertir y tratar de producir como se hace en cualquier país normal. Entonces salimos a ver dentro de la Argentina tecnologías nuevas y fuimos a Bio4”, recordó.
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El proyecto no solo busca transformar la energía local. Sus impulsores proyectan un impacto ambiental positivo, ya que el bioetanol mejora la descarbonización en un 70% respecto de las naftas tradicionales. En términos económicos, la iniciativa prevé la creación de 100 empleos directos y 300 indirectos, además de dinamizar el mercado de granos y carnes en la región.
El plan se inscribe en un modelo de economía circular que integra agricultura, energía y ganadería, con un impacto regional difícil de replicar en otras zonas del país.
Courreges no dudó en señalar que este impulso tiene raíces familiares. “Capaz que tengo el espíritu de emprendedor de mi abuelo, como me dice mi madre. Soy una persona a la que le gusta invertir, ir para adelante y tratar de sacar cosas que funcionen para la zona rural donde vivo”, aseguró.
Su mirada, dijo, tiene también un trasfondo espiritual. “Miro todo desde el punto de vista cristiano: soy empresario y vengo a este mundo a dar trabajo, a producir, a que el país salga adelante, elegimos ser parte de la solución”, afirmó.
Rockhopper Exploration anunció significativos avances en el proyecto petrolero Sea Lion, ubicado en la Cuenca Norte de las Islas Malvinas. La empresa británica, asociada con la operadora israelí Navitas Petroleum, avanza en este último trimestre del año hacia la Decisión Final de Inversión (FID) para la Fase 1, un movimiento que reaviva la histórica disputa de soberanía de la Argentina sobre el archipiélago y sus recursos.
El cronograma de Rockhopper anticipa FID como hito es crucial, ya que permitiría el desembolso de fondos ya recaudados y el inicio efectivo de las tareas de desarrollo, un hecho que la Argentina califica sistemáticamente como explotación ilegal de recursos naturales en territorio en disputa.
El proyecto Sea Lion es presentado por Rockhopper en los documentos públicos como su “activo principal”. La empresa destaca que el desarrollo del yacimiento posee recursos contingentes netos para Rockhopper de 255 millones de barriles, con un valor presente neto estimado en u$s1.850 millones, a un precio de 70 dólares por barril de Brent.
El proyecto Sea Lion está operado por Navitas Petroleum con una participación del 65%, que quedó como principal socia de Rockhopper que retiene el 35%, tras la salida del consorcio de la empresa de capitales alemanes Harbour Energy (sucesora de Wintershall-Dea), que privilegió las operaciones en la Argentina que tiene con la francesa TotalEnergies y la local Pan American Energy.
El reciente reclamo por Malvinas
A mediados de septiembre la Cancillería Argentina expresó su “más enérgico rechazo a las actividades ilegales llevadas a cabo por la empresa Navitas Petroleum en las Islas Malvinas, que opera de manera ilegítima en territorio argentino sin contar con los permisos de exploración y explotación de hidrocarburos otorgados por la autoridad competente”.
El Palacio San Martín recordó que “toda exploración y explotación unilateral de recursos naturales, renovables y no renovables, en el área en disputa resulta contraria a lo dispuesto por la Resolución 2065 y concordantes de la Asamblea General de las Naciones Unidas y del Comité Especial de Descolonización. Dichas resoluciones reconocen la existencia de una disputa de soberanía entre la República Argentina y el Reino Unido, e instan a ambos gobiernos a reanudar negociaciones”.
Diplomáticamente se resaltó que la veda de cualquier actividad por sobre los intereses argentinos incluye las ilegítimas “Declaración de Impacto Ambiental” y “Evaluación de Impacto Socioeconómico” del proyecto “Sea Lion”, la extensión de pretendidas “licencias” de producción, la contratación de proveedores de servicios, así como los recientes anuncios de Navitas sobre la recaudación de fondos para el desarrollo del reservorio hidrocarburífero ubicado en la Cuenca Malvinas Norte.
La Cancillería recordó que mediante una Resolución de la Secretaría de Energía de abril de 2022, la empresa israelí “fue declarada clandestina y sus actividades calificadas de ilegales por desarrollar operaciones hidrocarburíferas en territorio argentino sin autorización de las autoridades competentes”.
El proyecto de Rockhopper en Sea Lion
“Estamos muy agradecidos por el apoyo de los accionistas, tanto antiguos como nuevos, en la reciente recaudación de fondos. Tras la aprobación de todas las resoluciones en la reciente Junta General, u$s140 millones se encuentran actualmente en depósito a la espera de la FID, que esperamos alcanzar para finales de este año”, dijo Amuel Woody, CEO de Rockhopper al presentar los avances del proyecto en su último reporte corporativo.
Rockhopper resalta que la totalidad de sus licencias en las Islas Malvinas fueron extendidas hasta diciembre de 2026, por lo que los tiempos para mostrar resultados son más breves que cualquier otro desarrollo petrolero.
La compañía dio a conocer su reporte en el que reflejó los avances de su estrategia ambiental, social y de gobernanza. La compañía, con más de 30 años de presencia en el país y una potencia instalada de 3.001 MW —47% proveniente de fuentes renovables—, destacó la certificación ISO de todas sus plantas, más de 900 MW en proyectos renovables en desarrollo y una participación del 7% en el mercado eléctrico argentino.
AES Argentina, la empresa dedicada a la generación de energía eléctrica con más de 30 años de presencia en el país, presentó su Reporte de Sostenibilidad 2024. El reporte destaca los avances en la reducción de su impacto ambiental, la promoción de entornos laborales seguros y el impulso a la transformación del sector energético hacia un futuro más sustentable.
Entre los principales hitos que exhibió el reporte se destacan los 3.001 MW de potencia instalada, de los cuales 47% es de origen renovable, un 7% de participación en el mercado eléctrico argentino y más de 900 MW en proyectos renovables en desarrollo.
Desde la empresa también remarcaron que, en cuanto a la gestión ambiental, el 100% de sus plantas se encuentran certificadas con normas ISO 45001 y 14001. También, los 4.602.743 MWh de energía generada y los 4.486.381 MWH de energía vendida.
Respecto a la gestión social, el reporte muestra que en la empresa hubo 16.912 horas de capacitación y que realizaron una inversión social de $147,2 millones.
Resultados
“En este segundo reporte de sostenibilidad reafirmamos un camino de mejora continua. Desde la optimización de nuestros procesos de generación eléctrica para reducir emisiones, hasta la consolidación de prácticas laborales que priorizan la seguridad y el bienestar de nuestros colaboradores; cada avance refleja nuestro compromiso con el desarrollo sostenible del país y la ampliación de su matriz energética», destacó Martín Genesio, presidente & CEO de AES Argentina.
El ejecutivo destacó además que la seguridad y el bienestar de nuestro equipo siguen siendo una prioridad innegociable. Por eso, en 2024 renovamos nuestro compromiso con los más altos estándares en salud y seguridad laboral, apostando a la capacitación constante y al liderazgo consciente como ejes para seguir creciendo como organización. En AES Argentina, creemos que el futuro de la energía es sostenible, inteligente y colaborativo, y seguiremos trabajando todos los días para liderar esa transformación”.
La capacidad instalada de refinación de petróleo sigue su expansión global y en 2024 alcanzó los 105 millones de barriles diarios , marcando un incremento del 1,1% respecto al año anterior .
La tendencia creciente, que se ha mantenido durante las últimas décadas, consolida a China como el nuevo líder mundial en capacidad de refinación , por encima de Estados Unidos , que históricamente había ocupado el primer lugar.
Entre 2019 y 2024 , la capacidad global de refinación aumentó en 2.631 kbbl/d (millas de barriles por día), de los cuales el 88% se explica por nuevas plantas instaladas en China, que aportaron 2.315 kbbl/d adicionales, según el informe de Economía & Energía (E&E).
Además del liderazgo chino, en el último año se destacaron los incrementos registrados en países como Nigeria (+501 kbbl/d), Malasia (+200), Omán (+168) y Kuwait (+121) , que fortalecen la presencia de nuevas regiones en el mapa energético global.
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Las regiones con mayor capacidad de refinación continúan siendo Asia Pacífico y América del Norte , mientras que Europa conserva una posición relevante. Por el contrario, Medio Oriente , pese a ser responsable del 31% de la producción mundial de crudo , representa solo el 11% de la capacidad de refinación instalada , lo que evidencia una brecha estructural entre producción y procesamiento.
La tasa de utilización global de las refinerías fue del 79% , con leves diferencias respecto a 2023. Estados Unidos mantuvo un nivel elevado de utilización ( 88% ), mientras que China redujo su nivel al 79%, según las cifras de E&E.
En cuanto a los cambios regionales, África experimentó una caída de 4 puntos porcentuales , mientras que América del Sur y Central mejoraron su utilización en 2 puntos porcentuales , lo que indica un mejor aprovechamiento de la infraestructura instalada.
Por su parte, las exportaciones de productos derivados del petróleo se expandieron con fuerza entre 2010 y 2018, con una tasa anual del 6,3% . Si bien hubo una recuperación tras la caída de 2020, el comercio global actual se mantiene en niveles similares a los de 2018.
El Ministerio de Energía y Minería de Santa Cruz llevó adelante una inspección integral en la plataforma AM-3 del yacimiento Magallanes, supervisando la gestión de residuos, efluentes, sistemas de prevención de derrames y el funcionamiento de medidores y calibraciones, en cumplimiento de la normativa ambiental e hidrocarburífera vigente.
El Gobierno Provincial, a través del Ministerio de Energía y Minería, realizó días atrás una inspección integral sobre la plataforma AM-3 del yacimiento Magallanes, operada por la empresa Petrolera Santa María.
La instalación se encuentra a 17 km al sudeste de Punta Dúngenes, en el Estrecho de Magallanes, y constituye una de las principales infraestructuras offshore de producción de petróleo y gas en el Mar Argentino.
El operativo estuvo a cargo de un equipo interdisciplinario integrado por Luis Lucero, Director Provincial de Coordinación Inspecciones Zona Sur, de la Secretaría de Estado de Fiscalización y Control Ambiental Energético y Minero; y por Esteban Fernández y Leandro Proz, de la Secretaría de Estado de Hidrocarburos, todos dependientes del Ministerio de Energía y Minería.
Durante la inspección, se verificaron las condiciones ambientales de la plataforma, en relación a la gestión de residuos, abarcando una revisión de la clasificación, almacenamiento y retiro mediante el buque de apoyo Norman Commander; como así también, se solicitó a la empresa el registro completo de volúmenes generados y retirados en lo que va del año.
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También se inspeccionó lo relacionado al control de tratamiento y disposición de los efluentes cloacales; además de acciones que se llevan adelante en materia de prevención de incidentes en caso de derrames de fluidos al mar; al tiempo que se verificó el estado de las bandejas antiderrame en los bines de almacenamiento de combustibles, todo ello en relación a lo dispuesto en Ley Provincial N° 2.568 (de Impacto Ambiental) y en las competencias conferidas a la autoridad de aplicación por la Ley N° 3.885 (Programa de Control Ambiental Energético y Minero).
Por su parte, desde la Secretaría de Estado de Hidrocarburos, se verificaron aspectos técnicos vinculados con la producción, en relación a los medidores de venteo y consumo de gas de la plataforma; como así también en base a la vigencia y registro de la última calibración de los puntos de medición, y en base a lo establecido por la Ley Nacional de Hidrocarburos N° 17.319, el Decreto Nacional N° 860/1996, junto a la Resolución N° 557/2022 y la Ley Provincial N° 3655 (Sistema de Producción Hidrocarburífera), que aplica a la fiscalización de la actividad.
