El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, destacó la política energética implementada por el Gobierno de Javier Milei y aseguró que la petrolera trabaja con una estrategia de largo plazo.  Consideró correcta la política de incentivos impulsada por la administración nacional y señaló que existen “altas probabilidades” de que Milei sea reelegido. 

Marín también defendió la política de precios de los combustibles aplicada por YPF y afirmó que la empresa buscó evitar un impacto mayor sobre los consumidores. Según explicó, no se trató de subsidios ni de una regulación estatal, sino de un acuerdo privado para mantener los valores y “no golpear el bolsillo” de los argentinos. Además, anticipó que la compañía cerrará el año con una inversión récord. 

El principal proyecto de expansión de la petrolera está vinculado al desarrollo de Vaca Muerta y a la exportación de gas natural licuado. YPF presentó ante el RIGI una iniciativa denominada Argentina LNG, con una inversión acumulada estimada en US$51.000 millones y el objetivo de comenzar a operar en 2031. El proyecto contempla, entre otras obras, un gasoducto de 527 kilómetros y una capacidad de transporte cercana a los 100 millones de metros cúbicos diarios. 

YPF abrió una nueva vía para acercar el mercado de capitales a sus consumidores: los usuarios de su aplicación pueden comprar acciones de la petrolera directamente desde el celular, con una inversión inicial cercana a los $8.000. Durante la primera jornada, unas 400 personas realizaron operaciones, en una iniciativa que apunta a ampliar el acceso a la inversión minorista. 

La posibilidad se habilitó luego de que YPF dividiera el valor de sus acciones para reducir el precio individual de cada título y facilitar el ingreso de pequeños inversores. La operación no modifica el valor total de la compañía, pero permite participar con montos mucho menores a los que tradicionalmente se asociaban con la compra de acciones. La estrategia busca que consumidores y trabajadores puedan tener también una participación en el desempeño de la empresa. 

Sin embargo, la alternativa implica los riesgos propios de cualquier inversión en renta variable. Las acciones pueden subir o bajar de valor y no funcionan como un depósito de dinero con rendimiento garantizado. Por eso, la facilidad tecnológica para operar desde una aplicación debe complementarse con información y educación financiera, especialmente para quienes ingresan por primera vez al mercado de capitales. 

La red de tiendas YPF Full renovó su propuesta gastronómica con foco en el café, uno de los productos que ganó mayor protagonismo dentro de sus estaciones de servicio. La compañía incorporó un nuevo grano arábico de tueste natural desarrollado junto a Cabrales, seleccionado para ofrecer un perfil equilibrado y reforzar la experiencia de consumo en sus locales. 

La renovación también incluye una fuerte inversión en equipamiento: YPF Full incorporó más de 1.200 máquinas semiautomáticas para mejorar la preparación y lograr mayor uniformidad entre los distintos puntos de venta. La tecnología permite optimizar la molienda y controlar variables como la temperatura y la presión del agua, mientras que la empresa mantiene programas de capacitación para sus baristas. 

El plan tendrá una segunda etapa destinada al consumo hogareño. La compañía prevé lanzar durante los próximos meses una línea de café para que los clientes puedan llevar a sus casas el mismo producto que consumen en las tiendas Full. La estrategia forma parte de una ampliación de la oferta gastronómica, que también incluye alianzas con marcas como The Cheesecake Factory, Brownie Planet y La Fonte D’Oro. 

El gobernador de La Rioja, Ricardo Quintela, inauguró en Chamical el Parque Solar 21 de Agosto, una nueva instalación fotovoltaica con una potencia de 100 kW. El proyecto permitirá cubrir entre el 10% y el 13% del consumo energético destinado al alumbrado público de la localidad y, de acuerdo con la provincia, generará un ahorro sostenido para el municipio. 

La planta utiliza paneles solares bifaciales montados sobre estructuras de acero galvanizado y entrega la energía directamente a la red eléctrica. La obra se incorpora a una estrategia provincial que busca ampliar la generación renovable y reducir los costos asociados al consumo eléctrico municipal. Con esta inauguración, La Rioja alcanzó los 14 parques solares distribuidos en su territorio. 

El nuevo parque se suma al desarrollo que la provincia viene impulsando alrededor del complejo Parque Arauco y a distintas iniciativas de generación limpia. Desde el Gobierno riojano plantearon que la expansión de estas instalaciones apunta a aprovechar los recursos naturales disponibles, reducir el impacto ambiental y avanzar hacia una matriz energética más sustentable, con proyectos orientados también a generar ahorros y nuevas oportunidades de desarrollo. 

Diego Santilli sigue dandole un aire a la gestión de Javier Milei. Esta semana el Gobierno nacional, representado por el jefe de Gabinete y el ministro de Economía Luis Caputo, reunió a los gobernadores del Norte Grande: acordaron avanzar en un esquema de subsidios para los usuarios de las denominadas zonas cálidas, con el objetivo de reducir el impacto de las altas temperaturas sobre el consumo eléctrico. 

La medida contempla una segmentación tarifaria específica para estas regiones y busca ampliar el alcance de los beneficios para los hogares de menores ingresos

Una de las provincias que sería beneficiada es Corrientes. El gobiernador Juan Pablo Valdés, en diálogo con Newstad, se mostró confiado en que de esta manera el poroteo alcanzaría para que, a cambio de este acuerdo de zonas cálidas, se logre el cambio en “zonas frías” sobre subsidios al gas: “El reclamo fue escuchado y vamos a continuar trabajando para que la Ley de Zona Fría pueda votarse la semana que viene en el Senado”, adelantó.

—¿Qué cambios se producirían para los usuarios de las provincias del Norte si finalmente se aprueba la ley?

Una vez que se apruebe definitivamente la Ley de Zona Fría, el Ministerio de Economía va a activar una resolución para regular los bloques de zonas cálidas y muy cálidas. Esto nos va a permitir a los correntinos tener tarifas diferenciadas para las zonas cálidas y muy cálidas.

—¿También están gestionando que toda la provincia de Corrientes sea considerada zona muy cálida?

Sí. Estamos haciendo otra gestión con el interventor de la DPEC, Pablo Cuenca, para pasar toda la provincia a zona muy cálida. De esta manera, más hogares podrán contar con esta tarifa diferenciada, que es una tarifa muy importante.

—¿En qué consiste concretamente esta tarifa diferenciada y cómo impactaría en las facturas?

La tarifa diferenciada implica diferenciar el valor del costo del kilowatt, lo que permite que la factura disminuya de manera importante. Hay que aclarar que no es automático: es para quienes ya están inscriptos en el régimen de subsidios. Además, se va a aumentar la capacidad subsidiada de 300 a 500 kilovatios y, de esta forma, vamos a poder llegar a más de 180.000 hogares.

—¿Cuándo comenzaría a aplicarse el beneficio si el Senado aprueba la ley?

Si se aprueba la Ley de Zona Fría el próximo 26 de agosto, esto estaría entrando en vigencia a partir de la primera semana de septiembre. De esta manera, los hogares correntinos van a tener una baja sustancial en sus facturas.

—¿Quiénes podrán acceder a esta tarifa diferenciada?

Está destinada a las personas que tengan ingresos inferiores a tres salarios mínimos, que actualmente son alrededor de 3,7 millones de pesos. Todos los que cumplan con esa condición podrán acceder a esta tarifa. Estamos hablando de cerca del 75% de los usuarios.”

Desde   la independencia en el siglo pasado la Argentina ha estado marcada por una tensión intermitente entre dos proyectos de país: uno el de conformar  una especie de semicolonia dominada por minorías  con estrechos lazos dependientes a los poderes económicos dominantes del  mundo y por el  otro uno  modelo integrador de las poblaciones  del llamado interior. Modelo que con sustento popular logro alcanzar del1945 al 1955 una Argentina con soberanía política, desarrollo industrial y justicia social.

Tenemos una nación  aun propietaria de  algunos  recursos naturales tierras fértiles, bosques añosos, minerales, hidroelectricidad, hidrocarburos etc. y entre ellos el canal de Beagle y la conexión de los océano Atlántico y Pacifico por Cabo de los Hornos bautizada por Jorge Rachid como nuestro Estrecho de Ormuz.

Toda la región sudamericana  posee perspectivas ciertas de lograr un desarrollo de reservas energéticas. En particular a partir de los recientes descubrimiento en el mar  en aguas profundas de Guyana (11.000 millones de bbl) y en la desembocadura del rio Amazonas y fas halladas hace algunos años frente a Rio de Janeiro-Brasil que ya acumula 4,5 millones de bbl/d. Son todos yacimientos de hidrocarburos con crudos livianos (shale oil) de alta  calidad con muy bajo porcentaje de azufre  que permite una combustión de menor contaminación.

También   hay reservas en las islas Malvinas y en la costas de Tierra del Fuego. Y probables reservas en la amplia plataforma marítima  argentina. El despliegue de las capacidades  conforma un recurso potencial de América del Sur por el lado del océano Atlántico que puede derivar en una especie  de nuevo Golfo Pérsico.

La producción de crudo en la Argentina en el 2025 fue en promedio de 864.000 barriles por día (bbl/d). El 70% es decir 605.000 bbl/d salió de Vaca Muerta. (VM).  El ingreso de los productores para el año solo de VM fue a una media de 75U$/bbl cercana a 16.600 Millones de U$. Sin embargo, el llamado derrame de los ingresos tanto para el estado nacional como para a la “gente de a pie” fue prácticamente CERO!

La producción para 2026 de Vaca Muerta se proyecta en 790.000 barriles por bbl/d Los ingresos esperables al mismo precio unitario se estiman para el año en +25% en 22.000 Millones de U$... ¿Cuánto se estima el derrame? Hasta ahora no se ha visto ninguna mejora en los ingresos  de la población…

Para el año 2027 se prevé el ingreso del oleoducto VMOS (Allen-Punta Colorada, Golfo San Matias) y las productoras podrán disponer de más despachos a mediados del año unos 600.000 bbl/d.  Se estima un incremento de la producción total de VM llegando en el año a 1,2 Millones de bbl es decir al precio unitario de 70U$/bbl cerca de 30.000 millones de U$.

La venta al exterior con el estrecho de Ormuz abierto llegaría a 14 millones de U$. Con el estrecho de Ormuz semi cerrado o cerrado mucho más. La pregunta clave para los ciudadanos de a pie sigue en pie: ¿Cuánto de esa montaña de dinero se va a derramar en la gente?  ¿Cuánto de ese volumen servirá para la inversión en el país y cuanto se derrama al exterior?

Para proteger el mercado interno y la capacidad y la competitividad del trabajo argentino, dado que el gas natural no es un commodity, por la enorme importancia del tema precio, sería razonable y útil que sea el Congreso nacional el que sancione un punto de partida de referencia estable con los valores del gas natural al ingreso al sistema de transporte (Precio PIST). Partiendo de los costos promedio de producción con pozos conextensión lateral de 3000m de 10 millones de U$. El estimado de recuperación (EUR) en 330 millones de m3 (en 4 años) el costo directo se halla en torno de 0,8 U$/MMBTU. Con los indirectos se llega al costo total de cerca de 1,5U$/MMBTU.

El precio PIST con un beneficio bruto (EBITBA) de buen nivel de logra un precio de venta  del orden de 2,50 U$/MMBTU. Este valor es la punta del ovillo para focalizar el valor adecuado para las necesidades y condiciones de crecimiento del país y ser competitivo en la exportación a mercados del mundo.  La industria extractiva de EE. UU. con esa retribución ha devenido en uno de los mayores productores de gas del mundo.

En cuanto al costo de extracción del crudo el mismo parte de un costo directo del orden de 8 a 10 U$/bbl y costo con indirectos dse llega a un costo total del orden de 20 a 23 U$/bbl. El precio de referencia es el de los grandes mercados del mundo y más detallado es el FOB de exportación en puertos de embarque. Ell precio del mercado interno sería razonable obtenerlo de una banda donde el precio más alto sería el de la exportación y el más bajo como derivación del precio calórico del gas natural (2,5 U$/MMBTU). Con los ajustes técnicos para el mercado interno el crudo debería ser inferior al FOB (--20 a - 30%) por varios años. En perspectiva debería el mercado interno debería tender al crudo cerca de los 50 U$/bbl. ello posibilitaría precios de los combustibles en línea con la enorme oferta de crudo de VM.

En EE. UU. que consume 21 millones de bbl/d y produce 13,5 millones de bbl /d importa importantes volúmenes de crudo (o se los apropia como fue el crudo pesado de Venezuela) y hoy posee precios de los combustibles más bajos que la Argentina que exporta petróleo.

Para que se incremente la producción y el consumo (de GNC, GNL y fertilizantes) y la exportación de este producto sea posible es conveniente establecer una base estable en torno a los 2,5 U$/MMBTU.  Ello permitirá un incremento de su uso por la población, la industria y el transporte ir saliendo del estancamiento de consumo a valores en sintonía con la enorme oferta de VM al servicio del desarrollo interno.

La tarea es promover el debate público para los consensos para obtener una legislación y determinación de una energía competitiva y contribuir así con un aporte nada desdeñable a la recuperación productiva del país.  

La lamentable expresión de la derecha  de catalogar los proyectos nacionales integradores como populistas clara expresión devaluatoria cuando mismo populismo,  en China ha permitido que millones de sus habitantes obtengan el desarrollo, el progreso  y  la realización en muy pocos años.

Con los conceptos del populismo China emergió  como una  potencia política, económica, social y tecnológica. Sus conceptos de interconexiones solidarias con decenas de países y  con su modelo de los  caminos  de la seda que resumen  desarrollo en paz.  Modelo que la argentina debería considerar y  tomarlo como ejemplo. Es necesaria en este contexto donde la energía va a protagonizar un rol fundamental en el desarrollo del país y una política energética justa para que la población sea participe de la riqueza de Vaca Muerta.

Para nuestro país esos recursos energéticos poseen un rol extraordinario por ejemplo para asistir conformar planes quinquenales complementarios a ser  ejecutados por un modelo  argentina siglo XXI. Planes con un férreo organismo de planificación y ejecución que pueden acelerar la recuperación económica y social. Para ello la población debe dar su apoyo activo a estas medidas con las organizaciones políticas, sociales, industriales, pymes, cooperativas etc. Es el camino adecuado para lograr que Vaca Muerta sea un recurso natural de todos los argentinos como lo establece la Constitución Nacional (art124) al indicar que las provincias de la nación argentina tienen el dominio originario de los mismos.

* El autor es ingeniero, vicepresidente del Instituto de Energía Scalabrini Ortíz (IESO) y fue vicepresidente del Enargas. 

El presidente de YPF, Horacio Marín, aseguró que el desarrollo de los proyectos de gas natural licuado (GNL) permitirá que la Argentina alcance exportaciones por unos US$10.000 millones anuales a partir de 2031, con un horizonte de 20 años. El titular de la petrolera explicó que el gas producido en Vaca Muerta será licuado y transportado por barcos hacia mercados de Europa y Asia, donde existe una fuerte demanda energética. La proyección supone ingresos acumulados por alrededor de US$200.000 millones durante las dos décadas de operación.

Marín también destacó el impacto laboral que tendría el desarrollo de esta cadena exportadora y estimó la creación de 20.000 puestos de trabajo. La estrategia forma parte del proceso de transformación de Vaca Muerta en una plataforma exportadora de escala global y se encuentra vinculada con la incorporación de inversiones extranjeras a través del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI). Para YPF, el desafío es ampliar la producción de gas y desarrollar la infraestructura necesaria para convertir el recurso en una fuente sostenida de divisas para el país.

YPF formalizó el ingreso al RIGI de Argentina LNG, un megaproyecto que contempla una inversión acumulada de aproximadamente US$51.000 millones y que se convirtió en la mayor iniciativa presentada hasta ahora bajo ese régimen. 

El proyecto es desarrollado junto con la italiana Eni y XRG, el brazo inversor de la compañía energética estatal de Emiratos Árabes Unidos, y busca transformar el gas de Vaca Muerta en GNL destinado principalmente a la exportación. Del total previsto, unos US$29.000 millones se invertirían hasta 2031, en la primera etapa del desarrollo.

La iniciativa apunta a construir una capacidad de producción de GNL de gran escala y posicionar a la Argentina como proveedor internacional de gas. El proyecto contempla inicialmente una producción de al menos 12 millones de toneladas anuales de GNL, con la posibilidad de ampliar esa capacidad hasta 18 millones de toneladas. La magnitud de la inversión y el horizonte de exportaciones convierten al proyecto en una pieza central de la estrategia de YPF para monetizar las reservas de Vaca Muerta y generar un flujo creciente de divisas.

El AmCham Energy Forum 2026, realizado bajo el lema “La energía en clave federal”, reunió a más de 850 representantes del sector público y privado para analizar las oportunidades que tiene la Argentina en materia energética. El encuentro contó con la participación de gobernadores, funcionarios nacionales, empresarios y referentes de distintas áreas de la industria, que coincidieron en señalar el potencial de los recursos energéticos del país, pero también remarcaron la necesidad de infraestructura, inversiones y reglas previsibles para poder aprovecharlos.

La discusión también estuvo atravesada por el rol de las provincias en el desarrollo de los proyectos y por la necesidad de que el crecimiento de la actividad energética tenga impacto en las economías regionales. Los gobernadores pusieron sobre la mesa cuestiones vinculadas con infraestructura, empleo, inversiones y desarrollo productivo, mientras que desde el sector privado se insistió en la importancia de contar con seguridad jurídica y condiciones que permitan sostener proyectos de largo plazo. La agenda federal aparece así como uno de los principales desafíos para acompañar el crecimiento de Vaca Muerta, las renovables y otros segmentos estratégicos.

El presidente de Genneia, Jorge Brito, ubicó a las energías renovables entre los sectores que pueden contribuir al crecimiento económico argentino y destacó las perspectivas de nuevas inversiones. En particular, señaló el potencial que existe a partir del crecimiento de actividades de alto consumo eléctrico, como los centros de datos y la minería, que demandarán cada vez mayores volúmenes de energía. Desde la compañía consideran que ese escenario puede abrir una nueva etapa de expansión para la generación eólica y solar.

Genneia ya cuenta con más de 1.745 MW de capacidad renovable, distribuidos entre parques eólicos y solares, y concentra una participación relevante dentro de la potencia renovable instalada en el país. Brito destacó que para aprovechar el potencial del sector será fundamental contar con financiamiento, seguridad jurídica y condiciones que permitan desarrollar nuevas inversiones. El planteo se suma a una discusión más amplia sobre cómo ampliar la oferta eléctrica para acompañar la llegada de nuevas industrias y, al mismo tiempo, avanzar en una matriz energética con mayor participación de fuentes renovables.

Desde que comenzó a discutirse la modificación del régimen de Zona Fría, manifesté públicamente mi rechazo porque considero que estamos frente a una medida que puede tener un impacto muy fuerte sobre las familias de Tierra del Fuego y de toda la Patagonia.

Quiero ser claro: en Tierra del Fuego el gas no es un lujo ni un privilegio. Es una necesidad básica. Es vida.

En nuestra provincia las condiciones climáticas hacen que la calefacción sea indispensable durante buena parte del año. No estamos hablando de un consumo energético que una familia pueda decidir si realiza o no. Estamos hablando de calefaccionar una vivienda en una de las regiones más frías del país.

Por eso considero que cualquier modificación del régimen debe analizarse teniendo en cuenta nuestra realidad territorial y climática, y no solamente desde una planilla fiscal o desde una mirada uniforme para todo el país.

Durante el debate en la Cámara de Diputados advertí que se estaba instalando un relato que podía generar confusión. Se decía que “no se va a quitar la Zona Fría”. Y técnicamente eso es cierto: el proyecto no plantea eliminar formalmente la denominación de Zona Fría. Pero ese no es el verdadero problema.

Lo que estamos discutiendo es una modificación del régimen y, fundamentalmente, de las condiciones para acceder al beneficio. Por eso dije en el recinto que el problema no está solamente en el título de la ley, sino en lo que efectivamente va a ocurrir con las facturas. No todos los usuarios van a conservar el beneficio.

Por eso advertí que, según las condiciones previstas en el proyecto, algunos usuarios podrían pasar a pagar el 100% de la factura y quienes mantengan el subsidio podrían afrontar una proporción mucho mayor del costo actual.

La situación de Tierra del Fuego requiere una consideración especial. Nuestra provincia tiene condiciones climáticas y geográficas particulares y un consumo energético estructuralmente superior al promedio nacional.

El gas no se utiliza solamente para cocinar o calentar agua. Es una herramienta fundamental para mantener habitables nuestras viviendas durante el invierno.

Por eso presenté un proyecto de resolución para que el Poder Ejecutivo explique con precisión cuál será el impacto de las modificaciones sobre los usuarios patagónicos y, específicamente, sobre Tierra del Fuego.

Pedí que se informe:

· cuánto consumo de gas continuará subsidiado;

· qué impacto tendrán las modificaciones sobre las facturas;

· cómo se aplicarán los nuevos criterios según ingresos y niveles de consumo;

· qué estudios técnicos realizó el Gobierno respecto de las condiciones climáticas de la Patagonia;

· si habrá mecanismos compensatorios;

· qué impacto tendrá la reforma sobre Tierra del Fuego;

· y qué consecuencias puede generar sobre las actividades productivas y las economías regionales.

Considero que no podemos votar una modificación de estas características sin conocer previamente cuál va a ser su impacto concreto sobre las familias. 

En Tierra del Fuego tenemos además una particularidad que no puede ser ignorada. Nuestra generación eléctrica utiliza gas.

Por lo tanto, un aumento en el costo del gas no necesariamente queda limitado a la factura de gas. Puede tener también consecuencias sobre el costo de generación eléctrica.

Lo planteé claramente durante mi intervención: si aumenta el costo del gas, aumenta el costo de generar electricidad. Por eso la discusión sobre Zona Fría no puede reducirse a mirar exclusivamente la factura de gas de una vivienda. Tenemos que analizar el impacto energético integral que puede tener la medida sobre nuestra provincia.

También cuestioné públicamente la posición de los diputados de La Libertad Avanza de Tierra del Fuego. Durante el debate señalé que estaban intentando instalar un relato según el cual nuestra provincia no perdería la Zona Fría.

Mi respuesta fue clara: el proyecto es una modificación de la Zona Fría, no una simple continuidad del régimen actual. No podemos quedarnos solamente con el nombre. Tenemos que mirar qué porcentaje de la factura se subsidia, quiénes acceden al beneficio, quiénes quedan afuera y cuánto termina pagando cada familia.

Por eso sostuve que los representantes de Tierra del Fuego tienen una responsabilidad especial. No alcanza con decir que la Zona Fría continúa.

Hay que explicar qué beneficio concreto va a recibir cada fueguino y cuánto va a pagar por el gas.

El proyecto de modificación del régimen obtuvo media sanción en la Cámara de Diputados. Yo voté en contra, junto con los diputados fueguinos de Unión por la Patria. Los representantes de La Libertad Avanza de nuestra provincia, en cambio, acompañaron el proyecto.

Ahora la discusión se trasladó al Senado. La reforma todavía no es ley y, por lo tanto, el régimen vigente continúa aplicándose. En estos últimos días el Gobierno nacional volvió a colocar el tema entre sus prioridades y está intentando conseguir los votos necesarios para avanzar en el Senado. Por eso considero que el debate vuelve a ser especialmente importante para Tierra del Fuego.

En los últimos días distintos sectores de la oposición volvieron a plantear la defensa de la Zona Fría como una cuestión central para la Patagonia. Senadores nacionales estuvieron recorriendo Tierra del Fuego y mantuvieron reuniones con autoridades provinciales, intendentes, trabajadores y vecinos. La situación del gas y la continuidad de los beneficios para los usuarios fue uno de los temas centrales de esas conversaciones.

Esto demuestra que la discusión no terminó con la media sanción de Diputados. Por el contrario, la discusión ahora se traslada al Senado y puede ser decisiva para el futuro del régimen.

Mi posición es la misma que expresé desde el primer momento: No podemos aplicar a Tierra del Fuego una política energética pensada exclusivamente desde Buenos Aires y con criterios uniformes para todo el país.

La Argentina es un país federal y tiene realidades territoriales completamente diferentes. En Tierra del Fuego, en la Patagonia, el consumo energético está determinado por el clima.

La calefacción no es un lujo. No es un consumo suntuario. No es una elección. Es una necesidad básica para vivir. Por eso voy a seguir defendiendo la Zona Fría y reclamando que cualquier modificación contemple las condiciones reales de vida de los fueguinos.

Creo que tenemos que correr la discusión del terreno de los slogans. El Gobierno puede decir que “Tierra del Fuego mantiene la Zona Fría”. Nosotros tenemos que preguntar:

¿Cuánto va a pagar una familia fueguina por el gas?

· ¿Quiénes van a conservar el beneficio?

· ¿Quiénes lo van a perder?

· ¿Cuánto se va a subsidiar?

· ¿Sobre qué parte de la factura se aplicará?

· ¿Qué ocurrirá con quienes superen determinados niveles de consumo?

· Y, además, ¿qué impacto tendrá el aumento del costo del gas sobre la generación eléctrica?

Esas son las preguntas que tenemos que responder. Porque mantener el nombre de Zona Fría no significa necesariamente mantener el beneficio que hoy reciben las familias.

Como diputado nacional por Tierra del Fuego, voy a seguir defendiendo a nuestra provincia en el Congreso. Lo hice cuando discutimos la reforma de Zona Fría y lo voy a seguir haciendo ahora que el tema llega al Senado.

Mi compromiso es defender el acceso a la energía, el trabajo, la producción y las condiciones de vida de los fueguinos. Y también exigir que cualquier decisión que afecte a nuestra provincia se discuta con información concreta, con estudios técnicos y con una verdadera mirada federal.

Porque en Tierra del Fuego sabemos perfectamente lo que significa vivir en el extremo sur. El gas no es un lujo. Es una necesidad. Y garantizar que una familia pueda calefaccionar su casa no puede ser considerado un privilegio.

El presidente de la Cámara de Industria, Comercio y Servicios de Luján, Alberto Nicosia, y la vicepresidenta de la entidad, Rosana Cordero, participaron de un encuentro organizado por la Cámara Argentina de Energías Renovables (CADER) al cual fue invitado Newstad Energía2050. Se analizaron los regímenes RIMI y RIGI para proveedores y los principales desafíos que enfrenta actualmente el proceso de transición energética.

Durante la jornada, las autoridades de la cámara empresaria compartieron experiencias desarrolladas en Luján y fortalecieron el vínculo institucional con CADER, con el objetivo de acercar a las empresas locales nuevas herramientas para reducir costos, promover inversiones y mejorar su competitividad. 

El encuentro también permitió analizar la evolución de los precios de la energía, el proceso de desregulación del mercado y los incentivos disponibles para proyectos de eficiencia, digitalización y generación renovable.

Uno de los ejes fue la experiencia de Rosana Cordero, quien presentó una hoja de ruta de descarbonización que desarrolla desde hace más de una década y que tiene como meta alcanzar la neutralidad de carbono hacia 2030. 

El planteo apunta a mostrar que la transición energética excede la incorporación de fuentes renovables y requiere combinar eficiencia, renovación tecnológica, mediciones 4.0 y gestión basada en datos, además de modificaciones en los procesos productivos y en la cultura de las organizaciones.

En ese marco, también se destacó el trabajo de la Escuela Enercoop, orientado a la formación y reconversión de profesionales y técnicos para incorporarlos a la denominada economía verde. La capacitación busca responder a la creciente demanda de especialistas en eficiencia energética y en la instalación y operación de tecnologías renovables, con la expectativa de que la transición genere no solo ahorro e inversiones sino también nuevas oportunidades laborales y de desarrollo local.

Otro de los proyectos presentados fue el desarrollo de un parque de generación renovable comunitaria para Luján, una iniciativa impulsada por la Cámara de Industria, Comercio y Servicios en articulación con la Cooperativa Eléctrica y el Municipio. 

El objetivo es estrictamente productivo: mejorar la competitividad de las industrias, acompañar la expansión de la actividad económica y contribuir a mejorar la calidad del suministro energético de la red local.

Durante el intercambio se analizaron los desafíos técnicos, económicos y regulatorios que presenta un proyecto de estas características. En particular, los empresarios señalaron que para la comunidad industrial de Luján la disponibilidad de potencia adquirió una importancia creciente, incluso por encima del costo de la energía consumida. Por ese motivo, el parque comunitario podría convertirse en una primera plataforma para avanzar, en futuras etapas, hacia soluciones destinadas a gestionar la potencia y mejorar la calidad energética.

Entre las alternativas que se encuentran bajo análisis aparece la incorporación de sistemas de almacenamiento mediante baterías, conocidos como BESS (Battery Energy Storage Systems). Su eventual implementación dependerá de la factibilidad técnica, económica y regulatoria del proyecto, pero permitiría complementar la generación renovable con herramientas para administrar de manera más eficiente la energía disponible.

De esta manera, el sector empresario de Luján busca abordar la transición energética desde una perspectiva integral, que combine generación renovable, eficiencia, innovación tecnológica, capacitación y articulación entre empresas, cooperativas y organismos públicos. 

El objetivo final es convertir las nuevas herramientas energéticas en un factor de competitividad y desarrollo productivo para la industria local.

Horacio Marín volvió a defender el rumbo que busca imprimirle a YPF durante una charla con estudiantes de la Universidad Torcuato Di Tella. El presidente de la petrolera aseguró que llegó a la compañía dispuesto a asumir riesgos y remarcó que su objetivo es superar los US$30.000 millones anuales de exportaciones de hidrocarburos hacia 2031. También sostuvo que no teme ser desplazado de su cargo y que trabaja con la mirada puesta en transformar a YPF en una empresa con mayor escala internacional.

En paralelo, YPF profundizó su estrategia de concentración de capital en Vaca Muerta con la venta de activos convencionales en Mendoza por US$405 millones. Las operaciones incluyeron los bloques Chachahuén y Mendoza No Operado, dentro del denominado Plan Andes, y forman parte de un proceso de desprendimiento de yacimientos maduros para liberar recursos destinados a la producción de shale oil en Neuquén.

La estrategia refleja un cambio de prioridades cada vez más marcado: la petrolera busca reducir su exposición a activos convencionales y concentrar inversiones en las áreas con mayor potencial de crecimiento y generación de divisas. El objetivo es que Vaca Muerta se convierta en el principal motor de expansión de YPF y en una pieza central para aumentar las exportaciones energéticas argentinas durante los próximos años.

La energía nuclear también tuvo protagonismo en la agenda internacional argentina. Durante el encuentro bilateral entre Javier Milei y Daniel Noboa en Quito, ambos gobiernos firmaron seis acuerdos, entre ellos uno destinado a profundizar la cooperación en usos pacíficos de la energía nuclear, con intercambio científico y tecnológico e investigación conjunta.

El convenio se suma a una estrategia argentina que busca aprovechar el conocimiento acumulado durante décadas en el sector nuclear. La cooperación internacional aparece así como una vía para ampliar mercados y proyectar capacidades locales en ingeniería, servicios y tecnología, más allá de la generación eléctrica dentro del país.

El entendimiento con Ecuador se produce además en un momento de mayor interés por el desarrollo nuclear argentino. La posibilidad de transformar conocimiento y experiencia en servicios exportables empieza a adquirir un peso creciente dentro de la estrategia energética, especialmente ante la demanda internacional de tecnologías y capacidades vinculadas a la generación nuclear.

La generación nuclear volvió a mostrar un desempeño destacado durante el primer semestre de 2026. Las centrales operadas por Nucleoeléctrica Argentina produjeron 4.450.355 MWh entre enero y junio, más del 7% de la electricidad generada en el país y equivalente al 13% de la demanda residencial nacional, según datos difundidos por Ámbito.

El resultado fue alcanzado con Atucha II y Embalse en funcionamiento, mientras Atucha I permanece fuera de servicio por las obras correspondientes a su extensión de vida útil. La generación nuclear aporta energía de base de manera continua y complementa tanto al parque térmico como a las fuentes renovables.

El dato más relevante, sin embargo, trasciende la generación eléctrica. Nucleoeléctrica creó una nueva unidad de negocios para llevar al exterior capacidades desarrolladas durante más de cinco décadas, con servicios de ingeniería, operación y mantenimiento, inspecciones, capacitación, fabricación de componentes y soluciones tecnológicas. Así, el desafío comienza a ser convertir la experiencia nuclear argentina en un nuevo vector de exportaciones.

La transición energética también avanza desde el sector privado, con empresas que buscan incorporar generación renovable para cubrir parte de sus necesidades eléctricas. Arcor puso en marcha su estrategia de autogeneración solar en Catamarca, donde su proyecto Arcor Recreo I cuenta con una potencia de 6 MW y está conectado al Sistema Argentino de Interconexión. La Secretaría de Energía autorizó formalmente a la compañía a operar como agente autogenerador.

El parque solar se ubica en la ciudad de Recreo, departamento de La Paz, y se vincula al sistema eléctrico a través de instalaciones de Energía de Catamarca y TRANSNOA. El proyecto forma parte de una tendencia creciente entre grandes usuarios industriales que buscan reducir su exposición a los costos de la electricidad convencional y avanzar hacia un abastecimiento con menor huella ambiental.

La apuesta de Arcor muestra, además, cómo las renovables comienzan a integrarse directamente a las estrategias energéticas de las grandes industrias. La autogeneración permite a las empresas sumar previsibilidad y diversificar sus fuentes de abastecimiento, al tiempo que impulsa nuevas inversiones en generación solar y fortalece el proceso de transformación de la matriz eléctrica argentina

¿Por qué crece la energía nuclear? Porque, en la medida en que demuestra ser competitiva, tiene ventajas: es limpia, está en la base y es segura. Más allá del impacto mediático que puedan tener los accidentes, la tasa de accidentes es muy baja. Entonces, creo que están dadas las oportunidades.

Argentina tiene ingeniería nuclear, puede correr esa carrera. El Estado no tiene por qué financiar la construcción de centrales nucleares. Son actividades destinadas a una actividad comercial que tiene que estar en inversión y desarrollo. Ese es el lugar irrenunciable del Estado, en la medida en que haya una inversión y una conexión acorde a lo que el país puede afrontar.

Pero tiene que estar el Estado ahí. En cuanto a los reactores nucleares, en el mundo, en general, o está el Estado en modelos mixtos o no está el Estado invirtiendo. 

Tiene que estar el Estado pero planteando reglas e incentivos. Yo creo que eso obviamente tiene que existir. Pero lo que sí me parece es que el Estado invirtiendo en sectores nucleares no tiene sentido. Es una actividad comercial. 

¿Hasta dónde puede alcanzar la Argentina? Bueno, digamos, Argentina tiene ingeniería nuclear. Es uno de los pocos países periféricos que tienen ingeniería nuclear. Entonces, puede llegar muy lejos. ¿Que sí puede exportar tecnología, reactores completos? O puede incorporarse a una cadena de valor desde algún lugar menos integral.

Ahora, yo creo que efectivamente tiene oportunidades. La energía nuclear para Argentina es una oportunidad. De ahí a que yo crea que crezca mucho la energía nuclear en el mercado eléctrico argentino, en la red eléctrica argentina, no. Porque Argentina tiene gas natural. Es decir, vender energía eléctrica de fuente nuclear en el mercado argentino no tiene mucho sentido.

Argentina es un mercado muy competitivo por el gas natural. Se va a abaratar el precio de la energía y, si yo soy una inversión, no estoy mirando al mercado argentino como mercado. No es un mercado grande. Entonces, no me parece que sea un mercado interesante.

Ahora, más que un mercado, es un proveedor de tecnología. Y eso es lo más interesante.

*El autor es profesor en la Universidad de San Andrés. Director del Programa en Energía Nuclear e Innovación UNTreF. Ex Subsecretario de Energía Nuclear de la Nación.

El desarrollo de Vaca Muerta y el crecimiento de la producción de petróleo y gas conviven con un escenario de fuerte preocupación por la situación de la industria argentina. Para Jorge Lapeña, ingeniero industrial y referente histórico del sector energético, esa contradicción expone una de las principales dificultades que enfrenta el país: transformar la disponibilidad de recursos hidrocarburíferos en una política de desarrollo industrial que permita generar empleo y producir bienes de mayor valor agregado.

En diálogo con Newstad, Lapeña analiza el rumbo del sector, cuestiona la persistencia de la emergencia energética y plantea la necesidad de un plan de largo plazo que contemple petróleo, gas, energía nuclear, hidroeléctrica y renovables.

—¿Cómo analiza el crecimiento de Vaca Muerta en un contexto de caída de la actividad industrial?

Es un país en el que, si bien la producción de petróleo y gas viene creciendo, tenemos una economía industrial en caída. Hay que tener en cuenta que la industria tiene una gran proporción dentro del producto que generamos. Entonces, tener una industria argentina que cierra fábricas y echa gente, que disminuye el empleo, como lo ha denunciado claramente la Unión Industrial Argentina, me parece que es una señal de alarma.

—¿Qué debería hacer la Argentina para aprovechar el desarrollo de Vaca Muerta y, al mismo tiempo, fortalecer su industria?

Creo que es un llamado de atención. Por un lado, tenemos un yacimiento gigante como Vaca Muerta, produciendo con saldo positivo y pudiendo exportar; pero, por otro lado, tenemos una industria que no alcanza a competir con la industria internacional.

Yo creo que hay que poner la lupa en por qué la industria argentina no puede competir. El objetivo de la Argentina debe ser que, asociado a tener el yacimiento de Vaca Muerta y producir petróleo, tengamos la posibilidad de que ese petróleo sirva como un insumo para nuestro proceso industrial en todas las ramas. Es decir, que sea un producto consumido en Argentina para producir bienes industriales de alto valor agregado. Eso no existe.

—¿Cómo evalúa la política energética del Gobierno y el manejo de la emergencia energética?

El Gobierno ha manejado el sector energético en una situación de emergencia permanente, que se va renovando por decreto cada vez que vence un período de emergencia. Es un gobierno que se perfila como el gobierno de la emergencia energética permanente.

Si estamos en emergencia permanente, es porque los problemas, lejos de ser resueltos, se van acumulando con el paso del tiempo.

—¿Qué debería contemplar un plan energético para los próximos años?

Creo que es el momento de generar un plan energético bien definido, bien financiado y que cumpla con todas las condiciones que necesitamos para ser un país en expansión.

Hay que aumentar la oferta hidroeléctrica, por ejemplo. Hay que pensar en cómo sigue el plan nuclear argentino, pero no crear un plan pensado para la inteligencia artificial o para otras partes del planeta, sino un plan nuclear energético.

Estamos hablando de este tema y pareciera que no existe ningún plan de la Comisión Nacional de Energía Atómica, es decir, del Gobierno y de su Comisión Nacional de Energía Atómica, que nos diga cuál es el futuro de las centrales nucleares en la generación de energía eléctrica de la Argentina.

—¿Y qué pasa con la generación hidroeléctrica?

No se conocen proyectos hidroeléctricos nuevos como hubo en los últimos 50 años, cuando la Argentina hizo grandes obras hidroeléctricas para abastecer su propio sistema. Yacyreta, Salto Grande son ejemplos; El Chocón es otro; Piedra del Águila es otro; Cerros Colorados, Alicurá, etcétera.

Todas esas obras entraron en servicio a lo largo de más de 50 años y necesitan ser refaccionadas para extender su vida útil. Esa va a ser una inversión de magnitud en el parque hidroeléctrico que tiene la Argentina, para que pueda seguir generando en forma segura y, además, construir, en la medida en que se pueda, nuevas centrales hidroeléctricas.

Tampoco se conoce un plan energético que contemple cómo la Argentina hace su aporte a las energías que no producen gases de efecto invernadero. Pareciera que es un país que solo piensa en consumir petróleo y gas natural, a pesar de que hay un interés privado dinámico que está avanzando, aunque lo hace por sus propios medios: las centrales eólicas y las centrales solares, que están creciendo de una forma significativa.

*Jorge Lapeña fue secretario de Energía de la Nación y subsecretario de Planificación Energética durante el gobierno de Raúl Alfonsín, además de haber presidido YPF entre 1987 y 1988 y la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA) entre 2000 y 2002. Desde 1985 preside el Instituto Argentino de la Energía “General Mosconi” y actualmente se desempeña como consultor especializado en temas energéticos.

YPF dio un nuevo paso en su estrategia para convertir a la Argentina en un exportador global de gas natural licuado (GNL) con la decisión de construir una planta de licuefacción en tierra en Sierra Grande, Río Negro. 

El proyecto demandará una inversión estimada de USD 2.100 millones y será clave para complementar el desarrollo de los buques de licuefacción previstos para exportar el gas de Vaca Muerta. La iniciativa busca consolidar una infraestructura permanente que permita escalar el volumen de exportaciones durante la próxima década.

La planta forma parte del megaproyecto Argentina LNG, liderado por YPF junto a socios internacionales, y se perfila como una de las obras energéticas más importantes del país. El objetivo es monetizar el crecimiento de la producción de gas no convencional de Vaca Muerta y posicionar a la Argentina entre los principales proveedores mundiales de GNL, aprovechando la creciente demanda internacional de ese combustible.

YPF presentará en los próximos días los resultados del segundo trimestre y las expectativas del mercado son elevadas. Distintos analistas proyectan que la petrolera estatal podría exhibir un balance récord, impulsado por el crecimiento de la producción en Vaca Muerta, la mejora en los precios realizados del crudo y el avance de su estrategia de concentración en activos no convencionales, factores que fortalecieron la rentabilidad de la compañía durante el período.

Las proyecciones también reflejan el optimismo de los inversores respecto del plan de expansión encabezado por la empresa, que incluye grandes proyectos de infraestructura para incrementar las exportaciones de petróleo y gas. En ese contexto, el mercado seguirá de cerca las definiciones de la conducción de YPF sobre las inversiones previstas para los próximos meses y el cronograma de sus principales desarrollos.

El Gobierno aprobó un nuevo proyecto dentro del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), correspondiente a la planta de urea que Pampa Energía construirá con una inversión de USD 2.700 millones. 

El complejo utilizará gas natural proveniente de Vaca Muerta para producir fertilizantes destinados tanto al mercado interno como a la exportación, en una iniciativa que busca agregar valor al recurso antes de su comercialización.

La futura planta será una de las mayores de su tipo a nivel mundial y forma parte de un conjunto de proyectos estratégicos impulsados por la compañía para expandir la industrialización del gas. Desde la empresa destacaron que la estabilidad jurídica e impositiva que brinda el RIGI facilita el acceso al financiamiento internacional necesario para concretar inversiones de esta magnitud.

Petroquímica Comodoro Rivadavia (PCR) inauguró una nueva etapa del Parque Eólico Mataco-San Jorge, ubicado en el sur de la provincia de Buenos Aires, consolidándolo como el mayor complejo de generación renovable del distrito. La ampliación incorpora nuevos aerogeneradores y eleva la capacidad instalada del emprendimiento, reforzando la participación de la energía eólica en la matriz eléctrica nacional.

Con esta expansión, la empresa profundiza su estrategia de inversión en energías renovables y fortalece su presencia en el Mercado a Término de Energías Renovables (MATER), desde donde abastece con energía limpia a grandes usuarios industriales. 

El proyecto también contribuye a incrementar la oferta de generación renovable y acompaña la creciente demanda de electricidad de origen sustentable por parte del sector privado.

La apertura del sector nuclear a una mayor participación del capital privado podría marcar un punto de inflexión para la Argentina. Así lo indica en contacto con Newstad Julián Gadano, director del Programa de Energía e Innovación de la UNTREF y ex subsecretario de Energía Nuclear.

Gadano firma que el país cuenta con capacidades tecnológicas, recursos humanos y una cadena de proveedores consolidada para competir en el mercado internacional de los reactores modulares pequeños (SMR), aunque advierte que el principal desafío sigue siendo conseguir financiamiento. También analiza el futuro del proyecto CAREM, el rol que debería asumir el Estado y las condiciones necesarias para atraer inversiones al sector.

El Gobierno apuesta a una mayor participación privada en el desarrollo nuclear. ¿Considera que este cambio de modelo puede acelerar la construcción de nuevos reactores y convertir a la Argentina en un jugador relevante del mercado internacional de SMR?

Creo que lo que le faltaba al sistema nuclear argentino para madurar era, justamente, poder atraer inversión privada. Para que esa inversión llegue, debe destinarse a la parte comercial, es decir, a los reactores comerciales.

Entonces, sí creo que apoyar la inversión privada puede impulsar la construcción de nuevos reactores, porque la Argentina tiene todo: un regulador solvente, ingeniería y cadenas de suministro. Lo que le falta es capital.

Por eso, incentivar la inversión privada significa incorporar el elemento que hoy falta y, al mismo tiempo, hacer lo mismo que hace el resto del mundo."

¿Cómo se posiciona la Argentina a nivel mundial con este tipo de desarrollos?

Para que te des una idea, hoy hay una carrera con unos 40 o 50 proyectos en desarrollo a nivel mundial. De todos ellos, el único proyecto real del hemisferio sur que está participando en esa carrera es el argentino.

"Entonces creo que sí, efectivamente. Sin ser exageradamente optimista, y entendiendo que es un desafío, creo que la Argentina puede convertirse en un jugador relevante en el mercado de los SMR, existe una oportunidad. 

Usted planteó que el CAREM es un gran proyecto tecnológico, pero que no es un reactor comercial. ¿Qué debería hacer ahora el Estado con el conocimiento y la ingeniería acumulada durante décadas en torno al CAREM para evitar que esa inversión se pierda?

Al CAREM sería ideal terminarlo. Lo que pasa es que, para eso, más que el Estado, lo que tiene que hacer la Comisión Nacional de Energía Atómica es demostrar que el CAREM tiene terminada su ingeniería. Hay que congelar la ingeniería, mostrar que funciona y, a partir de ahí, buscar capital.

Faltarán entre 300 y 400 millones de dólares. Es difícil que ese dinero lo aporte el Estado. Esa sería una alternativa.

La otra sería buscar un socio compatible, probablemente extranjero, incluso otro Estado. ¿Qué tenemos para ofrecerle? Compartir la tecnología." 

El Gobierno busca atraer inversiones privadas para desarrollar reactores destinados, entre otros usos, a abastecer la creciente demanda energética de los centros de datos y la inteligencia artificial. ¿Qué condiciones debería garantizar la Argentina para que ese modelo sea realmente viable?

Una es la estabilidad macroeconómica y todo lo que la acompaña, como el RIGI, entre otras medidas. Por supuesto, la otra es que la Argentina pueda demostrar sus capacidades y que los proyectos funcionen.

Respecto de los reactores grandes, ya no creo demasiado en ese modelo. No por el tamaño de los reactores en sí, sino por el modelo de negocios que tienen detrás: grandes préstamos del Estado y una elevada inversión inicial de capital. Creo que ese fue un esquema propio del mundo de las décadas del 60, 70, 80 e incluso hasta los 90.

Hoy, los reactores modulares pequeños (SMR) hacen posible un nuevo modelo de negocios, basado en la búsqueda de financiamiento en el mercado de capitales, es decir, de capital privado. Esto es posible porque requieren una menor inversión inicial y responden a un modelo más modular, flexible y escalable.

Por eso creo que, para la Argentina y para la mayoría de los países del mundo, con algunas excepciones, este es un modelo más viable. De hecho, considero que la industria nuclear va a crecer a través de los SMR y no de los reactores grandes, que responden a un modelo que no diría que está agotado, pero sí que atraviesa un ciclo de declive.

El Gobierno nacional oficializó nuevos aumentos en las tarifas de luz y gas que regirán desde agosto, según lo publicado en el Boletín Oficial mediante la Resolución 190/2026. Para las industrias argentinas, en particular las PYMES de los segmentos T2, T3 y GUDIs, el incremento no es un hecho aislado, sino la consecuencia directa del nuevo esquema de precios del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) establecido por la Resolución 400/2025, que ya está plenamente operativo.

La Secretaría de Energía avanzó en la normalización del MEM, un proceso que reemplaza el histórico esquema de subsidios y precios administrados por un sistema que refleja el costo económico real de producir electricidad. 

Esto implica que los usuarios industriales quedan expuestos a la variabilidad del precio spot, a la estacionalidad del despacho térmico y a la evolución internacional del costo de los combustibles.

CAMMESA publicó un informe técnico el pasado mes de junio en donde indicaba que el precio spot invernal llegaría a 150 USD/MWh, más del doble del valor registrado en abril. La combinación de hidraulicidad crítica, menor disponibilidad de gas natural y precios internacionales del Brent por encima de los 100 USD/bbl explicaban el salto. Esa barrera ya fue superada y el precio spot de julio fue de 189 USD/MWh, llegando a ser el registro histórico más alto en los últimos 30 años.

Un cambio estructural que afecta directamente a las PYMES

La Resolución 400/25 modificó la metodología en que se calcula el precio mayorista. La energía ya no se valoriza por un costo medio regulado, sino por una ponderación entre el costo medio del sistema y el costo marginal horario, que crece progresivamente a través del Factor de Spot Marginal Adaptado (FSA). En términos prácticos, esto significa:

· Usuarios T2 y T3: pagan un Precio Estacional que incorpora parte del costo spot y se ajusta trimestralmente.

· Usuarios GUDI: pagan directamente el precio spot mensual, sin estabilización. Son los más expuestos a la volatilidad.

· Grandes Usuarios MEM: pagan precio monómico, precio medio anual estimado por CAMMESA de ~80 / 95 USD/MWh.

A esto se suma un cambio clave: el cargo de potencia dejó de ser un valor plano y pasó a depender del pico de demanda de 15 minutos en las Horas de Remuneración de Potencia (HRP). Un solo pico puede definir el costo del mes, lo que obliga a las industrias a revisar sus curvas de carga y sus procesos productivos.

La energía dejó de ser un costo más: ahora es un riesgo operativo

La energía es el nuevo vector competitivo de la industria argentina, las PYMES industriales deben adoptar medidas urgentes para evitar que los aumentos impacten de manera irreversible en sus costos operativos.

Las tres líneas de acción prioritarias son:

1. Eficiencia Energética y Gestión activa de la demanda

· Medición y análisis de curvas de carga.

· Reducción de picos en HRP.

· Reasignación de consumos a horarios de valle.

· Automatización de arranques y secuenciación de cargas críticas.

· Análisis de procesos

· Cambios de hábitos de consumos

· Detección de cargas parasitarias

2. Autogeneración renovable

La autogeneración renovable funciona como techo de precio y como cobertura estructural ante la volatilidad del MEM. La opción de instalar energía solar es la forma más económica de generar energía, a valores actuales los proyectos tienen un plazo de repago de entre 4 y 5 años, logrando un precio congelado de la energía por 30 años de vida útil del sistema de unos 20 USD/MWh, o sea un 80% más barato que el precio monómico medio anual.

3. Contratar energía y potencia

Luego de optimizar los consumos y analizar la autogeneración, el ingreso al Mercado a Término (MAT) ya no es opcional: es una herramienta de supervivencia.

El aumento de agosto no es un episodio aislado: es la manifestación de un nuevo régimen de precios que llegó para quedarse. Las PYMES industriales que no gestionen su energía quedarán expuestas a un mercado más caro, más volátil y más exigente.

La transición del MEM obliga a las empresas a profesionalizar su abastecimiento energético, la energía ya no es un costo a pagar, es un insumo clave a gestionar.

Todavía no se han utilizado a fondo los recursos de Vaca Muerta para abastecer íntegramente el mercado interno de petróleo y de gas, o sea, de hidrocarburos. Todavía seguimos importando cantidades significativas de gas en invierno y esa es la razón por la cual también hay incrementos tarifarios que podrían no ser tales por esos costos de importación.

A Vaca Muerta le falta un período de maduración y alcanzar objetivos de producción, sobre todo en gas natural, para decir que el mercado argentino está absolutamente autoabastecido de gas, no solo en verano, cuando el consumo es menor, sino también en invierno.

Por otro lado, existe una posibilidad interesantísima con el gas de Vaca Muerta si se completan las obras de gasoductos, sobre todo en el caso del Gasoducto del Norte, que debe tener un flujo inverso al que tenía tradicionalmente. Era un gasoducto que servía para importar gas de Bolivia, por ejemplo. En este caso, nosotros tendríamos, en el caso de que se realicen esas obras de reversión del Gasoducto del Norte, la posibilidad de abastecer de gas a Bolivia, que se ha quedado prácticamente sin reservas, y por esa misma vía abastecer a Brasil.

Argentina tiene que pensar menos en exportar gas en el futuro como gas natural licuado a Medio Oriente. He visto muchas ideas en ese aspecto: abastecer Europa, etcétera. Creo que sería más positivo si hubiera un plan de obras del Estado ejecutado por privados, pero, en definitiva, un plan energético en el caso del gas natural para completar esa red de gasoductos y facilitar una exportación concreta de gas natural.

Un primer mercado deseable sería exportar gas a Brasil y exportar todo el gas que se pueda a Chile, lo cual ya cambiaría la mala pasada que se le hizo cuando se cortó el gas a Chile, en el primer año, 2005 o 2006. Se le hizo un gran daño que lo obligó a Chile a comprar gas licuado y esas cosas.

La Argentina, a partir de Vaca Muerta, debería incrementar su producción de gas, abastecer el mercado interno, sobre todo en el invierno, que no lo abastece, y además generar la posibilidad de industrializar ese gas. Ya hay algunos proyectos, ninguno comenzado, para fabricar —no para exportar gas simplemente como producto primario—, sino exportar gas transformado en fertilizantes, industrializado.

Se conoció al menos que hay un proyecto de una empresa privada. Debería haber un proyecto nacional de industrializar el consumo de gas, sino también exportar gas y, además, si es posible, industrializarlo agregando valor. Esto sumaría un flujo de dólares hacia la Argentina, siempre importante para cualquier gobierno.

La exportación de petróleo de Vaca Muerta siempre es un hecho posible. El mercado interno, aproximadamente, en Argentina es de 15 millones de vehículos que son abastecidos por hidrocarburos y también por combustibles. Entonces, puede ser abastecido prácticamente desde Vaca Muerta y los excedentes, exportados.

Ahora deberíamos verificar cuáles son los precios, porque  los productores argentinos se han beneficiado, de la guerra en Medio Oriente.

Esto ha generado un proceso inflacionario mundial, un crecimiento de los costos y también una suba de los precios internos, porque los productores han preferido exportar a los valores que paga el mercado mundial, movido por una guerra que no termina. Y esto ha encarecido las naftas y el gasoil en la capital.

Ese mercado también tiene que ser analizado en detalle por la Comisión de Defensa de la Competencia o la autoridad de Defensa de la Competencia, que debería observar en qué medida tenemos un mercado interno competitivo por el lado de la venta de hidrocarburos.

Yo creo que es un mercado muy centralizado en pocas empresas que manejan gran parte del abastecimiento. Nos convendría un mercado más ofertado, con más actores empresarios, que ninguno tenga una porción de mercado de más de 10 o 15%, con lo cual  habría más competencia entre los productores y los refinadores para que esa venta tenga precios más convenientes para los usuarios argentinos.

Hay que seguir el ejemplo de los Estados Unidos, que tuvo este problema a principios del siglo, alrededor del año 1910, cuando reorganizó el mercado y, de alguna forma, generó un mercado competitivo entre todos los petroleros en el mercado norteamericano. Ninguno tiene una porción de mercado mayor del 10%, de forma tal de que compiten entre sí y los precios de venta a los automovilistas son inferiores que en Argentina.

Horacio Marín, descartó una baja inmediata en los precios de las naftas. Durante su visita a la Exposición Rural de Palermo, el ejecutivo explicó que la evolución del precio internacional del petróleo todavía impide alcanzar el valor de equilibrio necesario para reducir los precios en los surtidores.

“Todavía no llegamos al valor de equilibrio para bajar el precio de las naftas”, afirmó Marín, quien agregó que, mientras el crudo internacional se mantenga elevado, cualquier eventual reducción se demorará. “Con estos precios se dilata más”, sostuvo.

El titular de YPF también explicó que la compañía utilizó un mecanismo de amortiguación para evitar trasladar de manera inmediata toda la volatilidad internacional al mercado interno. “Decidimos hacer un buffer de precios donde no subimos todo lo que había que subir y cuando bajaba compensábamos”, detalló.

Al mismo tiempo, Marín puso el foco en el potencial de Vaca Muerta y en la capacidad argentina para convertirse en un jugador relevante del mercado internacional. Según proyectó, la producción nacional de petróleo podría alcanzar 1 millón de barriles diarios hacia fin de año, mientras que la ampliación de la infraestructura permitiría transformar ese volumen en capacidad efectiva de exportación hacia 2031 o 2032.

En paralelo con la estrategia de las petroleras, el Gobierno nacional avanzó esta semana con una modificación regulatoria destinada a facilitar las exportaciones de hidrocarburos. A través de la Resolución 166/2026, la Secretaría de Energía creó un nuevo Registro de Operaciones de Exportación y unificó procedimientos que hasta ahora estaban distribuidos en distintas normas.

Uno de los principales cambios es la eliminación de la obligación de publicar previamente una oferta de venta en el mercado interno antes de exportar determinados productos. Ese mecanismo será reemplazado por un sistema de notificación: la Secretaría de Energía podrá formular objeciones fundadas por razones vinculadas con la seguridad del abastecimiento dentro de plazos de 7 o 30 días hábiles, según el producto. Si ese período vence sin objeciones, la exportación queda habilitada.

La medida alcanza, entre otros productos, al petróleo crudo, las gasolinas, el gasoil, el propano, el butano y el gas licuado de petróleo. El Gobierno busca de esta manera reducir la burocracia y dar mayor previsibilidad a las empresas que proyectan inversiones de largo plazo.

El cambio adquiere especial importancia para Vaca Muerta, ya que el crecimiento de la producción exige ampliar los mercados externos y desarrollar infraestructura para transportar y despachar los nuevos volúmenes. El oleoducto Vaca Muerta Oil Sur, las ampliaciones de transporte y los proyectos de GNL aparecen como piezas centrales de esa estrategia exportadora.

El crecimiento de la actividad también comienza a generar una demanda creciente de mano de obra especializada. En ese contexto, la Fundación YPF abrió una nueva convocatoria para cursos gratuitos de formación técnica destinados a mayores de 18 años interesados en capacitarse para la industria energética.

La propuesta incluye cursos de Automatización y Robótica, Instalaciones Eléctricas, Instrumentación Industrial, Energías Renovables y Soldadura Industrial, con niveles iniciales y avanzados de acuerdo con la localidad. En Neuquén, las capacitaciones se desarrollarán en la capital provincial, Añelo, Plaza Huincul y Rincón de los Sauces. También habrá propuestas en Sierra Grande y San Antonio Oeste, en Río Negro, además de Mendoza y Luján de Cuyo.

Los cursos tendrán una duración de cuatro meses y combinarán clases virtuales con jornadas prácticas presenciales cada quince días. Los estudiantes trabajarán con equipamiento Arduino, miniplantas industriales con controladores PLC y kits eléctricos para realizar prácticas sobre circuitos reales.

La inscripción permanecerá abierta hasta el 2 de agosto, aunque los cupos son limitados. En Añelo, uno de los principales centros operativos de Vaca Muerta, se dictará Instrumentación Industrial en nivel avanzado, mientras que otras localidades tendrán una oferta más amplia de especialidades.

La iniciativa se vincula directamente con uno de los desafíos que plantea la expansión del shale: acompañar el incremento de las inversiones y la producción con una mayor disponibilidad de trabajadores capacitados en las distintas ramas de la cadena energética.

Otra de las novedades de la semana llegó desde el sector tecnológico. Waiken ILW, el holding de medios y tecnología del Grupo Werthein, firmó una carta de intención con la empresa Terra Innovatum para analizar la instalación de 8 MW de generación nuclear destinada al abastecimiento de sus centros de datos en Argentina y Brasil.

El proyecto contempla la utilización de ocho unidades del microreactor modular SOLO, desarrollado por Terra Innovatum, con una capacidad de 1 MW eléctrico cada uno. La iniciativa apunta a suministrar energía directamente a los datacenters que respaldan las operaciones de DirecTV Latin America desde Argentina y de SKY Brasil desde Jaguariúna.

El interés tiene una dimensión estratégica porque los centros de datos requieren un suministro eléctrico estable y continuo, una necesidad que se vuelve todavía más relevante con el crecimiento de la inteligencia artificial y de los servicios digitales. El reactor SOLO está diseñado para brindar energía eléctrica y térmica a instalaciones industriales y también podría utilizarse en aplicaciones como la desalinización de agua y la producción de radioisótopos médicos.

Además, el proyecto tiene un posible componente industrial argentino. Terra Innovatum trabaja con Conuar en el desarrollo y la fabricación de componentes del reactor, con la posibilidad de establecer en el país un hub de ensamblaje y una cadena de valor para América Latina.

La integración energética regional también avanzó durante la semana con una iniciativa que busca conectar a Chile con la red eléctrica argentina. La ministra de Energía y Ambiente de Mendoza, Jimena Latorre, y la ministra de Energía de Chile, Ximena Rincón, analizaron la Interconexión Internacional Los Cóndores–Río Diamante, un proyecto de transmisión de 500 kV que vincularía la Región del Maule con Mendoza.

La obra permitiría transportar energía desde la central hidroeléctrica Los Cóndores hasta el Sistema Argentino de Interconexión (SADI), mediante su conexión con la Estación Transformadora Río Diamante, en el sur mendocino.

El proyecto adquiere una dimensión mayor porque podría complementarse con la futura línea de extra alta tensión Río Diamante–Charlone, contemplada en el Plan Nacional de Ampliación del Transporte Eléctrico. Esa obra prevé una línea de 500 kV de aproximadamente 487 kilómetros, además de más de 400 kilómetros de líneas complementarias de 132 kV.

“Lo interesante de este proyecto es que conectaría con la línea Río Diamante–Charlone. Por lo tanto, estaríamos hablando de un corredor eléctrico de carácter bioceánico, que comenzaría en Chile, atravesaría Mendoza y se integraría a la red troncal argentina”, explicó Latorre.

La iniciativa apunta a mejorar la seguridad del abastecimiento, facilitar la incorporación de nuevas fuentes de generación y crear mejores condiciones para inversiones productivas tanto en Argentina como en Chile. De concretarse, además, permitiría avanzar hacia una mayor integración de los sistemas eléctricos de ambos países.

El fuerte aumento que registró el precio de la energía eléctrica para las grandes industrias y empresas durante mayo no responde a una decisión puntual, sino a una combinación de factores estacionales e internacionales.

Esa es la principal conclusión de un informe de CAMMESA , la compañía que administra el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), en el que explica por qué los costos de generación se dispararon con la llegada del invierno y cuál es la expectativa para el resto del año.

Según el documento analizado por Newstad, durante los meses más fríos aumenta de manera significativa el consumo residencial de gas natural, lo que reduce la disponibilidad de ese combustible para generar electricidad. Ante ese escenario, el sistema debe recurrir a fuentes de energía más costosas, como gas natural licuado (GNL), gasoil, fuel oil o carbón, lo que impacta directamente sobre el precio de la energía.

A ese factor se suman las bajas precipitaciones en las cuencas hidroeléctricas, que obligan a utilizar una mayor cantidad de centrales térmicas, y el incremento del precio internacional del petróleo, que elevó tanto el costo de los combustibles como el de las importaciones de electricidad desde países vecinos.

CAMMESA aclara que esta situación no representa una anomalía, sino una característica estructural del sistema eléctrico argentino, donde históricamente los costos de generación aumentan entre mayo y septiembre debido a la mayor demanda energética y a la necesidad de utilizar combustibles alternativos.

En ese contexto, el informe recuerda que desde fines de 2025 rige un nuevo esquema de comercialización establecido por la Resolución 400/2025 de la Secretaría de Energía. La normativa diferencia la energía destinada al abastecimiento residencial de la que compran los grandes usuarios, con el objetivo de acercar progresivamente los precios mayoristas a los costos reales de generación e impulsar una mayor contratación privada de energía.

Como consecuencia de ese esquema, el Mercado Spot refleja principalmente el costo que afrontan las empresas que no tienen contratos de suministro. En cambio, aquellas que compraron energía mediante contratos en el Mercado a Término (MAT) logran amortiguar el impacto de las subas estacionales.

De acuerdo con las estimaciones de CAMMESA, el precio de la energía para los grandes usuarios pasó de alrededor de 70 dólares por megavatio hora (MWh) en abril a valores cercanos a los 150 dólares por MWh durante el invierno. La empresa atribuye ese incremento al mayor uso de combustibles alternativos, las condiciones hidrológicas secas y el encarecimiento de las importaciones de energía.

Sin embargo, el organismo aclara que el análisis no debe centrarse en un solo mes, sino en el promedio anual. Según sus proyecciones, si las condiciones internacionales se estabilizan, el precio promedio del año se ubicaría entre 90 y 95 dólares por MWh, un nivel similar al registrado históricamente para el sistema.

El informe también destaca que cerca de la mitad de la demanda de los grandes usuarios ya está cubierta mediante contratos privados, una herramienta que permite fijar precios con anticipación y reducir la exposición a la volatilidad del mercado. Por ese motivo, CAMMESA recomienda ampliar el nivel de contratación para disminuir el impacto de futuras subas estacionales.

En contraste, el organismo remarca que los usuarios residenciales no deberían experimentar esa volatilidad. Explica que la energía destinada a los hogares proviene de un esquema de "generación asignada", integrado por contratos de largo plazo, centrales hidroeléctricas, nucleares, renovables e importaciones programadas, lo que permite mantener un precio más estable a lo largo del año.

YPF alcanzó el registro más alto de su historia en percepción de calidad de combustibles, un indicador que mide la valoración que realizan los consumidores sobre las naftas y el gasoil comercializados por la compañía. El estudio reflejó una puntuación récord de 78 puntos, consolidando el liderazgo de la petrolera en un mercado donde la experiencia del usuario y la confianza en la marca se convirtieron en factores determinantes para la elección de una estación de servicio.

El resultado es consecuencia de una estrategia sostenida por la empresa para fortalecer la calidad de sus productos, modernizar la red de estaciones de servicio e incorporar nuevas tecnologías tanto en la elaboración como en la comercialización de combustibles. En los últimos años, YPF también impulsó la renovación de su imagen comercial y amplió la oferta de servicios, buscando mejorar la experiencia de los clientes en cada punto de venta.

La medición adquiere especial relevancia en un escenario de mayor competencia entre las principales petroleras que operan en el país. Para YPF, el indicador representa un respaldo de los propios consumidores a la política de inversión desarrollada en refinación, logística y comercialización, áreas consideradas estratégicas por la conducción de la compañía para sostener su liderazgo en el mercado argentino de combustibles.

YPF Luz dio un paso decisivo para convertirse en una empresa cotizante en los mercados de capitales de Argentina y Estados Unidos. La firma inició formalmente el proceso para realizar una oferta pública inicial de acciones (IPO), con la que buscará financiar una nueva etapa de expansión mediante el acceso a inversores internacionales y una mayor capacidad para desarrollar proyectos de generación eléctrica.

La empresa se consolidó en los últimos años como uno de los principales actores del mercado energético nacional, con una capacidad instalada cercana a los 3.800 megavatios distribuidos entre centrales térmicas y parques eólicos. Su crecimiento estuvo acompañado por una mejora sostenida de sus resultados financieros y una fuerte presencia en proyectos vinculados a las energías renovables, segmento que continúa ampliando su participación dentro de la matriz energética argentina.

De concretarse la operación, YPF Luz cotizará en la Bolsa de Nueva York bajo el símbolo "YLUZ", además de hacerlo en el mercado local. La salida al mercado representa una de las operaciones financieras más importantes del sector energético argentino en los últimos años y forma parte de la estrategia de la compañía para captar recursos que permitan continuar ampliando su infraestructura y acompañar la creciente demanda de energía asociada al desarrollo de Vaca Muerta y de la actividad industrial.

Vaca Muerta volverá a ubicarse en el centro de la agenda económica internacional. Está prevista para este martes 28 la visita del presidente  de la directora gerente del Fondo Monetario Internacional, Kristalina Georgieva. La recorrida incluiría distintos proyectos vinculados al desarrollo hidrocarburífero y buscaría mostrar el potencial exportador del principal reservorio de petróleo y gas no convencional de la Argentina.

La presencia de la titular del FMI en Neuquén es interpretada por distintos sectores como una señal del interés que despierta el crecimiento de la producción energética argentina y las inversiones que continúan llegando al yacimiento. Durante los últimos meses avanzaron obras de infraestructura, nuevos desarrollos privados y proyectos de transporte destinados a incrementar las exportaciones de crudo y gas natural.

El Gobierno nacional considera a Vaca Muerta uno de los principales motores para la generación de divisas durante los próximos años. El incremento sostenido de la producción y la puesta en marcha de nuevas obras de evacuación permitirán ampliar la capacidad exportadora del país y fortalecer el superávit energético, uno de los objetivos centrales de la política económica.

La transición energética sumó un nuevo caso de innovación con la puesta en marcha del primer hotel argentino abastecido mediante un esquema de energía solar comunitaria y virtual. Se trata del Hotel Azur Real Boutique & Spa, en la ciudad de Córdoba, que desarrolló el proyecto junto con la empresa Ecovatio bajo un modelo que permite consumir energía generada en un parque solar ubicado fuera del establecimiento.

El sistema funciona a través de una modalidad de generación distribuida virtual, que posibilita a los usuarios aprovechar la electricidad producida por un parque fotovoltaico remoto mediante compensaciones en el consumo eléctrico. De esta manera, el hotel podrá cubrir la totalidad de su demanda energética e incluso generar un excedente estimado en alrededor del 50 por ciento de su consumo anual.

La iniciativa constituye un antecedente para el sector turístico y para otras empresas interesadas en avanzar hacia modelos de abastecimiento más sustentables. Además de reducir las emisiones de carbono, el esquema permite disminuir costos operativos y demuestra el potencial que tienen los proyectos de generación distribuida para acelerar la incorporación de energías renovables en distintos sectores de la economía.

La amplición de las zonas frías fue un error del kirchnerismo. A través de Máximo Kirchner, ampliaron una zona que tenía una promoción determinada, con un precio entre un 30% y un 50% más bajo que el resto del país. Era la llamada zona fría, que abarcaba alrededor de 900.000 usuarios. 

De repente, se agregaron tres millones de usuarios de zonas que son templadas. Si uno observa el mapa mundial y distingue entre zonas frías y zonas templadas, verá que las que se incorporaron son zonas templadas, no zonas frías.

Yo creo que, si fuéramos un país rico, con superávit fiscal y un Estado generoso que pudiera hacerse cargo de esos beneficios, sería otra discusión. Pero no es nuestro caso. No me parece bien que, en Córdoba, en la provincia de Buenos Aires, en el sur de Santa Fe y en otras provincias, todo el país le esté pagando a la gente un subsidio porque hace un poco de frío en invierno.

Además, esto desvirtúa el uso racional de la energía. Nadie que tenga un subsidio de casi el 50% en una zona donde no hace tanto frío va a pensar, cuando construya su casa o haga alguna refacción, en incorporar sistemas de aislamiento, como doble vidrio, doble pared o sistemas de calefacción más eficientes. Entonces, se promueve el derroche.

Por otro lado, recién ahora estamos empezando a salir adelante y a poder utilizar plenamente el gas. Todavía falta un poco, pero hace tres o cuatro años, cuando incluso faltaba gas, se implementó este subsidio. Yo no lo comparto. Por supuesto, hay gente que piensa distinto.

Cuando se instaló este régimen fue una medida política, porque cuando alguien genera un gasto otorgando un beneficio que no era necesario, tiene un fin político.

En promedio, esas zonas no tienen temperaturas bajo cero. No son zonas frías. La temperatura media es de seis o siete grados. Bajo cero puede hacer en determinados momentos, durante la noche, pero al mediodía, por ejemplo, esa temperatura ya no existe.

Además, el subsidio original para la zona fría se financiaba con un fideicomiso que pagábamos entre todos y que, más o menos, alcanzaba para cubrir ese beneficio. De repente, le agregan tres millones de usuarios y ese fideicomiso ya no alcanza. Entonces, el financiamiento termina siendo con emisión e inflación, porque el Tesoro tiene que sacar recursos de algún lado para pagar ese subsidio. Las empresas no lo pagan. Si el Estado decide cobrar menos por el gas, alguien tiene que cubrir esa diferencia, y eso distorsionó todo.

La franja que se incorporó con esa reforma, y que ahora se pretende modificar, coincide con zonas templadas. Si uno compara con otras partes del mundo, como el sur de Europa, encuentra regiones de características similares. Desde el punto de vista ambiental o energético, no hay ningún criterio que justifique esa decisión. No creo que haya sido una medida racional. Y en términos fiscales, estos subsidios representan alrededor de 300 millones de dólares por año. 

Somos un país que, después de 25 años de energía barata, perdió la cultura del ahorro energético. Cualquiera que tenga la oportunidad de viajar al exterior se da cuenta de cómo se cuida la energía: cómo se apaga la luz, cómo se administra la calefacción, cómo se utiliza el gas y cómo los sistemas constructivos están pensados para conservar el calor. Acá esa cultura no existe.

La modificación es positiva, pero el Gobierno tiene que explicarla bien. De lo contrario, parece aquello de película: "a partir de ahora la gente va a pasar frío", y no es así. Incluso en estas zonas sigue habiendo subsidios, aunque ahora están focalizados. Si uno consume por encima de determinado nivel, paga la tarifa plena; pero por debajo de ese consumo sigue teniendo un subsidio. No se eliminaron por completo.

Siempre que se tratan este tipo de leyes hay un toma y daca político. En su momento, seguramente negociaron algún cambio para que un gobernador pudiera decir: "Ahora en mi provincia van a pagar menos el gas porque el Estado nacional cubre la diferencia". Y ahora ocurrirá algo parecido. Para eliminar ese beneficio, el Gobierno tendrá que ofrecer alguna compensación o contener a los gobernadores, que deberán explicar por qué sus provincias pierden un subsidio que ya tienen desde hace cinco años.

El ex secretario de Energía de la Nación, Raúl Olocco, sostuvo que el desarrollo nuclear argentino debe abandonar los proyectos que no sean económicamente viables y aplicar criterios de rentabilidad antes de avanzar con nuevas inversiones. 

En ese sentido, en contacto con Newstad consideró positivo el interés de Estados Unidos por impulsar un mini reactor nuclear en el país, aunque aclaró que mantiene reservas sobre este tipo de anuncios hasta que se traduzcan en obras concretas.

"La intervención público-privada en el área nuclear argentina siempre existió de diversas formas. Hubo desarrollos muy interesantes, como fue la repotenciación de la central nuclear Embalse, donde muchas empresas privadas participaron y con un éxito rotundo. Otras fueron un fracaso absoluto y total, como fue Atucha II, en manos de Electroingeniería y del famoso capitalismo de amigos", afirmó.

Respecto del interés estadounidense en los reactores modulares pequeños (SMR), Olocco señaló que "el hecho de que ahora Estados Unidos, en este caso concreto, esté interesado en desarrollar un mini reactor nuclear me parece interesante". Sin embargo, advirtió que "en este tipo de anuncios soy un poco escéptico porque, hasta no verlo concretado, pasa mucho tiempo y a veces sucede lo que pasó con el tren bala o con muchos proyectos, como Petronas en Vaca Muerta y demás".

El ex funcionario fue especialmente crítico con el proyecto CAREM, el reactor modular desarrollado por la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA), al considerar que nunca estuvo acompañado por un análisis económico serio.

"El sector nuclear argentino lamentablemente nunca tuvo ideas ni quiso aplicar el famoso principio de costo-beneficio. Siempre éramos alocados para proponer cosas rimbombantes, como por ejemplo asociarnos a los chinos para nuevos reactores, pero nunca quisimos hablar del precio de la energía", sostuvo.

En esa línea, agregó que "si por ejemplo vos tenés una térmica que te produce a 70 dólares el megavatio, no podés poner una central que termine costando 120 dólares o 100 dólares. Cuando se le pregunta a alguien del sector nuclear argentino, siempre te contesta que eso no es relevante".

También cuestionó el potencial exportador que históricamente se atribuyó al CAREM. "Decían que era un proyecto extraordinario, genial para exportar al mundo, pero jamás exportamos una tuerca", remarcó.

Para Olocco, el problema de fondo es que los proyectos nucleares argentinos nunca lograron demostrar su sustentabilidad económica. "Todos los estudios siempre se basaban en el gran desarrollo nuclear argentino y los cerebros mágicos que tenemos esparcidos por todo el país, pero nunca los proyectos fueron económicamente rentables. Nunca aceptaron ese principio básico y fundamental: si vos producís algo, tiene que ser económicamente rentable", enfatizó.

Pese a sus cuestionamientos, el ex secretario de Energía se manifestó a favor de la energía nuclear como fuente de generación. "Yo personalmente creo que es una energía muy limpia, tomada con recaudos y con todas las previsiones, una de las mejores energías de base que existen en la actualidad", expresó.

No obstante, planteó que persiste una deuda histórica respecto del tratamiento de los desechos radiactivos. "Mi única preocupación es dónde terminan los residuos nucleares. Esa es otra gran pregunta que jamás nos contestamos los argentinos", afirmó.

Al recordar el frustrado proyecto para construir un repositorio de residuos en Gastre, provincia de Chubut, señaló: "Hubo una pueblada muy grande y jamás se concretó. Hoy vos preguntás por los residuos y nadie sabe dónde están o qué se ha hecho con ellos".

Finalmente, Olocco consideró que el futuro de la industria pasa por los reactores modulares pequeños y no por las grandes centrales tradicionales. "Si se sigue desarrollando la energía nuclear, los mini reactores son el futuro. Creo que ya pensar en centrales nucleares del tamaño de las que tenemos es bastante complicado por temas de seguridad y por costos", afirmó.

En ese marco, sostuvo que una tercera central en el complejo de Atucha podría ser una alternativa, aunque condicionó cualquier decisión a su viabilidad económica. "Creo que una tercera central nuclear en la zona donde están instaladas Atucha I y Atucha II sería conveniente, pero hay que hacer un estudio económico y de rentabilidad del proyecto. De lo contrario, siempre tenés otras energías alternativas, ya sean renovables o no renovables", concluyó.

YPF dio un nuevo paso en su estrategia de crecimiento con foco en la exploración de hidrocarburos en el Mar Argentino, donde concentra expectativas sobre uno de los proyectos considerados más prometedores de las últimas décadas. La compañía busca avanzar en la Cuenca Argentina Norte, un área que despierta un fuerte interés de la industria tras los resultados obtenidos en países vecinos como Guyana y Surinam, donde importantes descubrimientos transformaron el mapa energético regional. 

La petrolera considera que el potencial geológico del offshore argentino podría convertirse, en el largo plazo, en un nuevo motor de desarrollo para el país e incluso alcanzar una escala comparable con la de Vaca Muerta. El desafío, sin embargo, es de largo aliento: primero deberán concretarse campañas exploratorias exitosas antes de confirmar la existencia de recursos comercialmente explotables.

La estrategia forma parte del proceso de diversificación impulsado por la conducción de Horacio Marín, que busca combinar el fuerte crecimiento de la producción no convencional en Neuquén con nuevas oportunidades en exploración de frontera. De obtener resultados positivos, el offshore podría ampliar significativamente el horizonte exportador de la Argentina durante las próximas décadas. 

En paralelo, YPF continúa fortaleciendo su presencia en el sector agropecuario a través de YPF Agro, con una estrategia que busca ofrecer un ecosistema integral de soluciones para los productores.

La empresa amplía su oferta más allá del abastecimiento de combustibles y lubricantes, incorporando fertilizantes, insumos, herramientas financieras y servicios tecnológicos destinados a mejorar la productividad del campo. El objetivo es consolidarse como un socio estratégico para toda la cadena agroindustrial.

La iniciativa acompaña el crecimiento de uno de los sectores más dinámicos de la economía argentina y refuerza la integración entre energía y producción agropecuaria, dos actividades clave para la generación de divisas y el desarrollo federal.

La Ciudad de Buenos Aires confirmó la puesta en marcha del nuevo sistema de Trambús, un medio de transporte eléctrico que combinará características de un tranvía con la flexibilidad operativa de un colectivo.

El proyecto prevé unidades completamente eléctricas que circularán por carriles especialmente adaptados y buscarán mejorar la conectividad entre distintos barrios sin necesidad de instalar vías ferroviarias. Además, la implementación implicará modificaciones en la circulación y cambios de sentido en algunas avenidas.

La incorporación del Trambús forma parte de la estrategia de electrificación del transporte urbano y apunta a reducir emisiones contaminantes, mejorar la eficiencia energética y ofrecer una alternativa de movilidad sustentable para miles de pasajeros.

El mapa oficial de estaciones estipula paradas estratégicas en Parque Patricios, Boedo, Parque Chacabuco, Almagro, Caballito, Villa Crespo y Palermo. Se estima que, una vez operativo el corredor, los usuarios experimentarán una disminución de hasta un 40% en los tiempos de viaje.

El desarrollo de las energías renovables sigue sumando avances con el crecimiento sostenido de la generación distribuida, un esquema que permite a usuarios residenciales, comerciales e industriales producir su propia electricidad, principalmente mediante paneles solares.

El sector continúa incorporando nuevos usuarios-generadores en distintas provincias y consolida una tendencia que contribuye a diversificar la matriz energética, reducir pérdidas en las redes de distribución y fomentar inversiones privadas de menor escala.

El avance de esta modalidad complementa los grandes proyectos renovables y representa una herramienta cada vez más relevante para fortalecer la transición energética del país.

Durante el partido entre Argentina y Egipto por el Mundial 2026, las energías renovables alcanzaron uno de los niveles más altos de cobertura de la demanda eléctrica registrados para un evento deportivo de gran audiencia.

La elevada participación de la generación eólica e hidráulica permitió abastecer una porción significativa del consumo eléctrico durante el encuentro, reflejando la creciente integración de fuentes limpias dentro del Sistema Argentino de Interconexión.

El desempeño evidencia cómo la incorporación de nueva capacidad renovable, junto con una mejor gestión del sistema eléctrico, comienza a tener un impacto concreto en el abastecimiento de la demanda durante momentos de elevado consumo.

Agustín Siboldi, vicepresidente de la Cámara Argentina de Energías Renovables destacó en diálogo con Newstad la importancia de generar espacios de diálogo entre el sector público y privado para impulsar las inversiones necesarias que permitan ampliar la capacidad del sistema y acompañar el crecimiento de la generación eléctrica, particularmente de las energías renovables.

NEWSTAD: Sobre el plan de incorporar 5.610 kilómetros de nuevas líneas de alta tensión, con una inversión estimada superior a USD 6.600 millones, ¿qué plazos consideran realistas para que esas obras comiencen a ejecutarse y cuándo podrían empezar a aliviar los cuellos de botella del sistema?

AGUSTÍN SIBOLDI: Lo primero es distinguir entre el anuncio del plan, el llamado efectivo a licitación y el inicio real de ejecución de las obras. La información pública disponible —incluida la publicada por CAMMESA y por la Secretaría de Energía— confirma que el plan apunta a ampliar significativamente la red de transporte, pero el alivio de los cuellos de botella no será inmediato.

En particular, la Secretaría de Energía identificó tres primeras obras estratégicas a licitar bajo un esquema de concesión privada, con llamados nacionales e internacionales y participación de empresas con capacidad técnica y financiera. Por eso, si se habla de “las dos primeras licitaciones”, conviene aclarar si la referencia es a los dos primeros llamados efectivos que publique CAMMESA o a una selección parcial dentro de ese primer paquete de obras.

· AMBA I: busca reforzar el abastecimiento del Área Metropolitana de Buenos Aires, donde se concentra una porción muy relevante de la demanda eléctrica nacional. Su impacto esperado es mejorar la confiabilidad del SADI y reducir generación forzada o ineficiente.

· Línea de 500 kV Río Diamante – Charlone – O’Higgins: apunta a ampliar la capacidad de transporte desde Cuyo, facilitando la evacuación de generación renovable y convencional y, según la información oficial, también parte de la generación vinculada al Comahue.

· Línea de 500 kV Puerto Madryn – Choele Choel – Bahía Blanca: tendría por objetivo reforzar la conexión entre la Patagonia y el sistema troncal, un punto clave para aprovechar mejor el recurso eólico patagónico.

En cuanto a plazos, aun si las licitaciones se lanzan en el corto plazo, el comienzo efectivo de obra dependerá de varios hitos previos: publicación de pliegos, consultas, presentación de ofertas, adjudicación, cierre contractual, estructuración de garantías, eventual encuadre bajo el RIGI, permisos ambientales, servidumbres, ingeniería de detalle, contratación de proveedores y disponibilidad de equipamiento crítico.

Por eso, el punto central no es solamente cuándo se publique el llamado, sino si el pliego logra resolver adecuadamente la asignación de riesgos, el mecanismo de remuneración, la identificación de los beneficiarios obligados al pago, las garantías de cobro y el tratamiento de contingencias no imputables al concesionario. Esos elementos determinarán la bancabilidad de los proyectos y la profundidad de la competencia en las ofertas.

En síntesis, las licitaciones pueden ser una señal muy relevante y una prueba de mercado del nuevo esquema. Pero el alivio efectivo de los cuellos de botella debe pensarse en un horizonte de mediano plazo, una vez que las obras estén adjudicadas, financiadas, construidas y puestas en servicio. Si las primeras convocatorias resultan exitosas, podrían acelerar la secuencia del plan; si muestran baja participación o primas de riesgo elevadas, probablemente será necesario ajustar pliegos, garantías o criterios de asignación de costos.

¿Cuántas inversiones están hoy demoradas o frenadas por la falta de capacidad de transporte eléctrico?

Es difícil cuantificarlo con precisión. El canal natural para medirlo sería el MATER y la información sobre puntos de interconexión disponible, pero el dato relevante es que la capacidad en muchos nodos informados por CAMMESA es prácticamente nula o muy limitada.

En términos prácticos, eso significa que hay proyectos renovables de magnitud que no pueden avanzar, o que solo podrían hacerlo si obtienen nueva capacidad de transporte, prioridad de despacho o soluciones complementarias. La saturación del SADI se convirtió, en los hechos, en una restricción estructural para el desarrollo de nueva generación.

Esa nueva capacidad puede provenir de dos fuentes. Por un lado, de las licitaciones públicas de expansión del transporte. Por otro, de proyectos de generación que asuman a su cargo las obras necesarias para conectarse o evacuar su energía. Este segundo camino tiene desafíos propios: la necesidad de agrupar demanda —por ejemplo, proyectos mineros—, la coordinación entre generadores y grandes usuarios, y la falta de reglas suficientemente claras sobre cómo identificar beneficiarios y distribuir los costos cuando una ampliación, aun impulsada por un proyecto específico, también beneficia a terceros mediante menores costos de suministro, mayor confiabilidad o mejor calidad de servicio.

El esquema prevé licitaciones nacionales e internacionales con fuerte participación privada. ¿Qué condiciones regulatorias y financieras deben consolidarse para que los inversores efectivamente decidan participar en estos proyectos de infraestructura?

La condición central es que el esquema sea bancable. Para eso, los inversores van a mirar especialmente la certeza del régimen de remuneración, la actualización de ingresos, las garantías de cobro, la asignación de riesgos durante construcción y operación, y la claridad sobre quiénes serán los beneficiarios obligados a pagar los cargos asociados a cada expansión.

También serán relevantes la estabilidad regulatoria, la coordinación con permisos provinciales y municipales, el tratamiento de servidumbres y la posibilidad de articular los proyectos con el RIGI cuando corresponda. Si esos elementos no están bien definidos, los oferentes probablemente incorporen primas de riesgo más altas o directamente reduzcan su participación.

Sobre el rol del almacenamiento de energía, la generación distribuida y herramientas como el RIGI. ¿Cómo pueden complementarse estos instrumentos con la expansión del transporte para acelerar el desarrollo del sector energético argentino?

Respuesta: Son instrumentos complementarios, no sustitutos perfectos. La expansión del transporte sigue siendo indispensable para integrar proyectos de gran escala y conectar recursos alejados de los centros de consumo. Pero el almacenamiento puede ayudar a administrar congestiones, aportar potencia y reservas, y mejorar la operación del sistema en horarios críticos.

La generación distribuida, por su parte, puede aliviar demanda en determinados puntos de la red y reducir presión sobre infraestructura existente, aunque su escala y perfil operativo no reemplazan las grandes obras de transmisión. El RIGI puede aportar un marco de estabilidad y previsibilidad para proyectos intensivos en capital, siempre que el diseño de la licitación permita articular adecuadamente ese régimen con los contratos de concesión, las garantías del proyecto y el mecanismo de repago.

¿Este plan de ampliación permitirá aprovechar plenamente recursos estratégicos como Vaca Muerta, la energía eólica de la Patagonia y la solar del NOA, o será necesario avanzar con nuevas etapas de expansión en los próximos años?

Respuesta: El plan es un paso muy relevante, pero no debería verse como una solución definitiva. Puede remover restricciones críticas y habilitar nueva capacidad de generación, especialmente en regiones con recursos renovables o energéticos de alto potencial. Sin embargo, la magnitud de los recursos disponibles en Vaca Muerta, Patagonia y el NOA probablemente exigirá nuevas etapas de planificación, expansión y coordinación regulatoria.

La clave será que las primeras licitaciones funcionen como precedente. Si logran atraer capital privado, asignar adecuadamente los riesgos y construir confianza regulatoria, pueden convertirse en la base de una política de expansión más amplia y sostenida. Si no, el país seguirá enfrentando una brecha entre su potencial energético y la infraestructura necesaria para convertirlo en energía disponible para la demanda.