Un "crédito de carbono" es, en términos simples, un certificado que dice que en algún lugar del mundo se evitó emitir una tonelada de CO₂. Ese certificado se puede comprar y vender: una empresa o un país que contamina lo compra para "compensar" sus propias emisiones. La idea parece sencilla, pero no lo es en absoluto. El Senado argentino está debatiendo una ley para que Argentina participe de ese mercado a nivel internacional, en el marco de lo que el Acuerdo de París llama "Artículo 6".

Para que un crédito de carbono sea real, tiene que poder probarse que la reducción de emisiones realmente ocurrió, que no hubiera ocurrido igual sin el proyecto, que el problema no se trasladó a otro lugar y que la mejora va a durar en el tiempo. Cumplir con esas cuatro condiciones simultáneamente es enormemente difícil — especialmente cuando los proyectos involucran bosques, uso del suelo o forestación, que es exactamente lo que más se está proponiendo hacer en Argentina.

Hay una fuerte presión de empresas, consultoras internacionales y sectores económicos locales para entrar en este mercado, atraídos por la posibilidad de monetizar los bosques y recursos naturales del país. El riesgo es que, si los controles fallan, lo que se vende es "humo": certificados que no representan ninguna reducción real de emisiones, pero que permiten a quien los compra seguir contaminando (quemando combustibles fósiles) como si hubiera "compensado".

En la totalidad de las actividades que generan créditos de carbono basadas en actividades naturales (bosques, usos del suelo, forestación) pretenden falsamente “compensar” emisiones fósiles (quema de petróleo, carbón o gas). 

Esa compensación es un fraude. En un caso se trata de retener (temporalmente) carbono biogénico que circula entre la atmósfera y la biosfera (biomasa vegetal y animal) permitiéndole a otro país nuevas emisiones de carbono proveniente del subsuelo. El resultado neto es que nuevas emisiones de carbono se añaden a la atmósfera.

En el sistema anterior (el Protocolo de Kioto), los países en desarrollo no tenían metas de reducción de emisiones propias. Ahora sí las tienen. Eso significa que si Argentina vende créditos de carbono al exterior, esas toneladas "ahorradas" ya no pueden contarse como logro propio: el país las cede y tiene que registrarlas como emisiones adicionales en su inventario. Vender créditos, en este contexto, puede perjudicar el cumplimiento de los propios compromisos climáticos del país.

La meta climática que el gobierno argentino presentó ante las Naciones Unidas (llamada NDC) tiene poca ambición — se propone reducir menos de lo que podría. Eso no es casualidad: una meta laxa genera "créditos sobrantes" que se pueden vender. En otras palabras, algunos estarían inflando la meta para tener más para comercializar, no para reducir emisiones de verdad.

*El autor es Master en Energía (UBA) y asesor de Energía y Cambio Climático en el Círculo de Políticas Ambientales. 

YPF destacó el respaldo de las empresas de servicios petroleros SLB, Halliburton y Baker Hughes a la posición argentina sobre Malvinas, luego de que las tres compañías comunicaran que no participarán de proyectos hidrocarburíferos en las islas ni en los espacios marítimos circundantes.

La decisión tiene particular relevancia para Vaca Muerta, donde las tres empresas tienen una fuerte presencia y forman parte de la cadena de servicios que sostiene el desarrollo del shale argentino. En ese sentido, YPF interpretó las definiciones como una señal hacia el mercado internacional.

El posicionamiento se produjo en paralelo al endurecimiento de la política argentina respecto de las empresas que participen en actividades vinculadas con Malvinas. Para la petrolera estatal, el respaldo de estos gigantes internacionales representa también una señal de alineamiento con los intereses argentinos en el Atlántico Sur.

Desde Houston, el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, presentó una estrategia centrada en aumentar fuertemente la producción de petróleo de Vaca Muerta. La compañía apunta a aprovechar el escenario de precios del crudo y acelerar las inversiones para ampliar su capacidad de transporte y exportación.

Uno de los puntos centrales es la ampliación del oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), que permitirá llevar su capacidad por encima de los 700.000 barriles diarios. El objetivo es que la infraestructura acompañe el salto productivo previsto para los próximos años y evite que la falta de transporte se convierta en un límite para el desarrollo del shale.

Marín también se refirió al proyecto de GNL y a la estrategia de largo plazo para que la Argentina pueda ingresar con mayor fuerza al mercado internacional del gas. La apuesta de YPF combina así una expansión inmediata del petróleo con proyectos de gas que buscan transformar a Vaca Muerta en una plataforma exportadora integral.

El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, confirmó en Houston que la provincia licitará cuatro áreas que YPF decidió devolver porque no forman parte de su actual programa de desarrollo. Los bloques son Salinas del Huitrín, Loma del Molle, Cerro de las Minas y Cerro Arena.

Las áreas serán incorporadas a una nueva ronda del Plan Exploratorio Neuquén, con el objetivo de encontrar operadores dispuestos a invertir y poner en producción recursos que, bajo la estrategia actual de YPF, no tendrán prioridad. La convocatoria está prevista para noviembre.

Figueroa planteó que Neuquén busca acelerar el desarrollo de Vaca Muerta y atraer nuevas compañías, pero también advirtió que el crecimiento productivo debe estar acompañado por infraestructura, servicios y condiciones que permitan sostener la expansión de la actividad hacia 2030.

La expansión de Vaca Muerta también abre una oportunidad para incrementar las ventas externas de gas licuado de petróleo (GLP). La Argentina busca llevar sus exportaciones desde las actuales 1,6 millones de toneladas hacia un rango de entre 3 y 3,4 millones de toneladas anuales para 2030.

Ese salto permitiría superar los US$2.000 millones anuales en exportaciones de GLP, mientras que las proyecciones contemplan superar las cinco millones de toneladas hacia 2035, sin contabilizar el impacto adicional que podría generar el proyecto de GNL en Río Negro.

La estrategia apunta a aprovechar el crecimiento de la producción de hidrocarburos para generar nuevos mercados externos. Así, el desafío energético argentino ya no pasa solamente por producir más, sino por construir la infraestructura necesaria para convertir ese volumen en dólares a través de petróleo, gas, GNL y GLP.

El Complejo Automotor de General Motors en Alvear, Santa Fe, comenzó a operar en 2026 con el 100% de su consumo energético proveniente de fuentes renovables, un objetivo que la compañía tenía previsto alcanzar recién en 2035. El avance se enmarca en su estrategia global de reducción de emisiones y en la meta de alcanzar la neutralidad de carbono en 2040.

La planta registra un consumo anual estimado de 26.990 MWh y la transición energética permitirá evitar la emisión de más de 9.117 toneladas de CO₂ equivalente por año. El volumen de energía utilizado por el complejo industrial equivale aproximadamente al consumo anual de más de 2.000 hogares argentinos.

El director de Manufactura de General Motors Argentina, Nicolás Busquets, destacó el trabajo realizado durante más de dos años para concretar el cambio. “Después de más de dos años de dedicación y de desafíos compartidos, alcanzamos una operación abastecida al 100% con energía renovable en Argentina”, afirmó, al remarcar que el resultado permitió anticipar en nueve años el objetivo fijado originalmente por la compañía.

El gobernador de Chubut, Ignacio Torres, destacó la estrategia de la provincia para recuperar competitividad y avanzar en la reconversión de una cuenca hidrocarburífera madura hacia el no convencional. Lo hizo durante su participación en el panel que cubrió Newstad Energía 2050, “Energía: Inversión, Desarrollo y Oportunidades para Argentina” del Council of the Americas 2026, en Buenos Aires. 

Junto a otros mandatarios, sostuvo que el principal desafío es lograr que el desarrollo energético se traduzca en inversiones, infraestructura y una mejora concreta en la calidad de vida de los ciudadanos.

Torres planteó que Chubut atraviesa una situación diferente a la de Vaca Muerta debido a su ciclo geológico. “Hay dilemas que son similares en el caso de Vaca Muerta y en el caso de Chubut, que es un ciclo geológico distinto. Nosotros estamos en una etapa similar a la del 2010, aproximadamente: una cuenca madura, donde estamos camino a reconvertirla hacia el no convencional”, explicó.

En ese contexto, señaló que “el gran desafío que tenemos es un desafío de competitividad” y remarcó que para alcanzarlo deben participar distintos sectores. “Ahí tiene que estar el Estado provincial, el Estado nacional —es necesario—, pero también los sindicatos”, sostuvo. Para el mandatario, uno de los puntos centrales es “sostener la paz social” y encontrar la manera de competir con “cuencas mucho más activas, como es Vaca Muerta”.

El gobernador destacó como un aspecto central el entendimiento alcanzado entre los distintos actores de la actividad. “Nosotros logramos algo que es muy importante desde lo simbólico, en una Argentina que siempre se agrieta entre el empresariado y los trabajadores: o proempresa o sos protrabajador”, afirmó. En esa línea, valoró la mesa de diálogo en la que participaron “todos los gremios, las operadoras, el Gobierno nacional y la provincia”, donde, según remarcó, “cada uno puso su parte” para alcanzar el objetivo de recuperar competitividad.

Torres explicó que el esquema busca atraer nuevos jugadores tras la salida de YPF de algunas áreas y promover mayores inversiones en el segmento convencional. “Ante una salida de YPF, tener nuevos actores que inviertan más en el convencional”, planteó, y agregó que la provincia avanzará con una reducción de regalías “sobre todo en áreas marginales”.

El mandatario también resaltó los compromisos asumidos por las compañías para mejorar la competitividad de las operaciones. “Se comprometieron también a ser más competitivos en la forma de operar, lo que hicieron las empresas, las operadoras”, señaló. Además, destacó que “el ahorro fiscal que le generaban justamente estas medidas de alivio fiscal se reinvierte íntegramente en la cuenca”.

En ese marco, Torres destacó la incorporación de la actividad convencional al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI). “Cuando se empezó a hablar del RIGI, la actividad no estaba incluida. Hoy podemos decir que el primer RIGI convencional, de más de mil millones de dólares en la provincia de Chubut, se va a dar justamente gracias a que el Gobierno nacional entendió que también hay oportunidades de inversiones en cuencas convencionales como la de Chubut”, afirmó.

El gobernador también puso el foco en el impacto que debe tener el desarrollo hidrocarburífero sobre las comunidades. “No es de un día para el otro”, advirtió, y sostuvo que la licencia social para avanzar con la reconversión de la cuenca debe estar acompañada por resultados concretos para la población.

“Esa licencia social que logramos para poder reconvertir la cuenca, en una ley que se aprobó el año pasado, tiene que verse reflejado en el metro cuadrado de la ciudadanía”, afirmó Torres. Y agregó: “Quienes tenemos la responsabilidad de gobernar tenemos que poder demostrarle a la gente que esas inversiones se ven reflejadas en mejor calidad de vida”.

Como ejemplo, mencionó la situación de Comodoro Rivadavia y cuestionó la distancia entre la riqueza generada por la actividad petrolera y la resolución de necesidades básicas. “Comodoro Rivadavia generó aproximadamente 300 mil millones de dólares solamente en producción de hidrocarburos. ¿Cuánto produjo para solucionar el problema de acceso al agua, algo tan básico?”, planteó.

Torres sostuvo que las inversiones deben estar acompañadas por infraestructura que permita transformar el desarrollo energético en crecimiento económico. “Las inversiones tienen que venir de la mano de mejor infraestructura que verdaderamente permita dinamizar la economía y diversificar la economía”, afirmó.

El gobernador cerró destacando la coordinación entre las provincias patagónicas para avanzar con obras estratégicas. “Después de muchas discusiones, hoy tengamos una agenda de desarrollo común entre los patagónicos”, señaló, y mencionó la ejecución conjunta de obras de gas y el financiamiento de infraestructura interprovincial.

Entre esas iniciativas, destacó “un gasoducto que es interprovincial para Chubut, Río Negro y Neuquén” y también obras viales vinculadas con rutas nacionales. Para Torres, este esquema representa una nueva forma de articulación entre las provincias: “Esa es la forma de trabajar entre los estados subsoberanos”.

El mandatario cerró con un mensaje de continuidad sobre esa estrategia y remarcó la necesidad de sostener la coordinación con la Nación: “Tenemos que lograr sostenerlo en el tiempo, junto con el Gobierno nacional”.

Argentina tiene por delante una oportunidad extraordinaria: desarrollar simultáneamente sus recursos energéticos, expandir su producción agroindustrial, industrializar sus recursos naturales y mejorar la infraestructura de sus ciudades. Pero para hacerlo de manera sostenible hay una condición que debería cumplirse durante la planificación estratégica: agua y energía deben pensarse como un único sistema.

Ambos sectores suelen ser planificados, regulados e incluso administrados como compartimentos independentes en nuestro país. Sin embargo, en todo sistema económico moderno existe una relación de dependencia permanente entre ellos. Es lo que la literatura internacional denomina Water-Energy Nexus: el agua necesita energía y la energía necesita agua.

Cuando una operadora como AySA o ABSA bombea agua desde una fuente superficial o subterránea, la transporta, la potabiliza, la distribuye o trata sus aguas residuales está utilizando energía. El bombeo es, en muchos sistemas de agua potable, uno de los principales componentes del consumo energético. A ello se agregan la aireación en plantas de tratamiento, la desinfección, la elevación de agua hacia reservorios y, cada vez más, procesos como la desalación y la reutilización avanzada. El agua es el bien o recurso más transportado del planeta.

Prácticamente todas las tecnologías de generación eléctrica tienen algún vínculo con el agua. Una central hidroeléctrica transforma directamente la energía potencial del agua en electricidad. Una central nuclear utiliza grandes cantidades de agua para sus sistemas de refrigeración. Las centrales térmicas a gas, carbón o fuel también requieren agua para refrigeración. La energía geotérmica depende de fluidos y reservorios subterráneos. Incluso las centrales de ciclo combinado, aunque son considerablemente menos intensivas en agua que otras tecnologías térmicas, pueden requerir agua para sus sistemas de refrigeración.

Aún la energía solar y eólica, que tienen un vínculo mucho menor con el agua durante la generación, no están completamente desconectadas del recurso hídrico: su fabricación requiere agua y, en algunos casos, el mantenimiento de instalaciones puede incorporar consumos hídricos.

La consecuencia es clara: una política energética que no considera la disponibilidad futura de agua puede terminar limitando la propia expansión energética; una política hídrica que no considera el costo y la disponibilidad de energía puede construir sistemas económicamente inviables.

El Organismo Internacional de Energía Atómica señala que los requerimientos de agua de las centrales nucleares dependen fuertemente de sus sistemas de refrigeración y que la selección del emplazamiento debe considerar la disponibilidad de agua y las condiciones ambientales.

En diciembre de 2024, el Sistema Argentino de Interconexión contaba con aproximadamente 9.639 MW de grandes centrales hidroeléctricas, equivalentes al 22,2% de la potencia instalada, a lo que se sumaban otros 524 MW de pequeños aprovechamientos hidráulicos.

Pero la importancia de la hidroelectricidad se observa todavía mejor cuando se mira la generación. En 2024, la hidráulica aportó aproximadamente 33.425 GWh, equivalentes al 24% de la generación eléctrica argentina, frente al 53% de generación térmica, 7% nuclear y 16% de otras renovables.

Es decir: aproximadamente uno de cada cuatro kilovatios-hora generados en Argentina en 2024 tuvo una relación directa con el agua.

El Comahue es probablemente el ejemplo más evidente. Alicurá, El Chocón, Piedra del Águila y Cerros Colorados forman parte de un sistema en el cual la regulación de los embalses tiene simultáneamente consecuencias energéticas, ambientales, productivas y territoriales. En 2025 el Estado argentino completó el proceso de transferencia de estas centrales a nuevos operadores privados, por un monto superior a USD 706 millones, con obligaciones de inversión y modernización de infraestructura.

Yacyretá y Salto Grande agregan otra dimensión: el agua y la energía son también asuntos de política exterior. En 2025 Argentina y Paraguay acordaron nuevas condiciones para el uso de la energía de Yacyretá, incluyendo un esquema que permite a Argentina acceder hasta al 85% de la energía disponible cuando Paraguay no la requiera.

Una represa puede generar electricidad renovable, regular caudales, contribuir al control de inundaciones y crear reservas estratégicas de agua. Pero también puede alterar ecosistemas, modificar sedimentos, afectar poblaciones, transformar actividades productivas y generar conflictos por el uso del agua.

Cuando el río atraviesa fronteras, el problema adquiere dimensión geopolítica.

Yacyretá y Salto Grande son ejemplos argentinos de esa realidad. En otras regiones del mundo, las disputas vinculadas con grandes represas se multiplican: desde proyectos en el Himalaya hasta las grandes cuencas africanas y asiáticas, la discusión sobre quién controla el agua, quién recibe la electricidad y quién asume los impactos ambientales puede convertirse en una cuestión de seguridad nacional.

Por eso, una represa no puede evaluarse solamente por su costo por MW instalado. Debe evaluarse por el valor económico total del sistema hídrico que modifica.

La discusión no debería ser simplemente cuánto invertir en energía o cuánto invertir en agua. La pregunta correcta es: ¿Qué sistema de agua y energía necesita Argentina para sostener su próximo ciclo de crecimiento económico?

Eso implica incorporar una evaluación hídrica obligatoria a los grandes proyectos energéticos; considerar la demanda energética en la planificación de nuevas obras de agua; promover plantas de tratamiento capaces de recuperar energía; integrar la planificación de cuencas con la planificación eléctrica; evaluar conjuntamente infraestructura de almacenamiento, generación, riego y abastecimiento urbano; y desarrollar mecanismos financieros que permitan invertir en proyectos híbridos de agua-energía.

Una planta de tratamiento que produce biometano, una red de agua que reduce pérdidas y consumo eléctrico, una central hidroeléctrica que además optimiza usos múltiples del embalse o una desaladora alimentada con energía renovable no deberían ser considerados proyectos de sectores diferentes. Son proyectos de infraestructura estratégica.

El costo de no hacerlo es alto: activos varados, infraestructura duplicada, mayores costos energéticos, restricciones de producción, conflictos por el agua, impactos ambientales y nuevas inversiones para corregir decisiones tomadas décadas atrás.

La Argentina del siglo XXI necesita superar la lógica de los ministerios y de las industrias separadas. Vaca Muerta, el litio, la minería, la agroindustria, la hidroelectricidad, la energía nuclear, las renovables y el crecimiento urbano tienen algo en común: todos dependen del agua y de la energía.

Por eso, el verdadero desafío es entender que, para una economía que quiere crecer, agua y energía son parte de la misma ecuación de desarrollo.

Y cuanto antes comencemos a planificarlas como tal, menor será el costo de hacerlo.

*El autor es Médico Sanitarista MN 117.793 y CEO de la Cámara Argentina del Agua

YPF avanzará junto con la italiana Eni en la exploración del bloque offshore OFF-5, ubicado frente a las costas de Uruguay. La operación fue aprobada por la estatal uruguaya Ancap y contempla que Eni asuma el rol de operador con el 50% de participación, mientras que el restante 50% quedará en manos de Miwen, filial controlada por YPF. 

El área tiene una superficie aproximada de 17.000 kilómetros cuadrados y alcanza profundidades de hasta 4.100 metros. El proyecto forma parte de la estrategia de expansión regional de YPF y de su asociación con Eni, que también contempla iniciativas vinculadas al desarrollo de gas natural licuado. 

La incursión offshore en Uruguay también es observada con interés por el sector energético argentino, debido a las similitudes geológicas de la zona con otras cuencas que despertaron expectativas por su potencial hidrocarburífero.

La petrolera inauguró la nueva Sala RTIC Security, un centro de comando destinado a monitorear en tiempo real sus operaciones y activos críticos. El sistema funciona las 24 horas y permite supervisar más de 520 instalaciones mediante unas 6.500 cámaras distribuidas en distintos puntos del país.

La plataforma incorpora inteligencia artificial, drones y herramientas de análisis de información para detectar situaciones de riesgo y facilitar una respuesta rápida. En total, cuenta con 11 drones remotos que complementan la vigilancia de las instalaciones. 

El desarrollo busca centralizar la información de seguridad de la compañía y mejorar la capacidad de prevención y respuesta frente a incidentes que puedan afectar sus operaciones.

La Argentina produjo durante julio 916.200 barriles de petróleo por día, lo que representó un incremento del 17,2% interanual y permitió alcanzar una nueva marca histórica. El crecimiento volvió a estar impulsado principalmente por el desarrollo de Vaca Muerta. 

El resultado consolida la tendencia ascendente de la producción hidrocarburífera y refuerza el objetivo de incrementar los saldos exportables de crudo. El Gobierno destacó que el nivel alcanzado constituye otro récord nacional y refleja la expansión de la actividad en los principales yacimientos.

El desempeño de julio se suma a una serie de máximos registrados durante los últimos meses, en un contexto de mayores inversiones, incorporación de infraestructura y crecimiento de la capacidad productiva de la formación neuquina.

Representantes de AmCham Argentina y del Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG) desarrollaron en Neuquén una nueva edición del Programa de Energía 2026. La iniciativa reunió a empresarios, autoridades y referentes del sector para analizar las oportunidades de inversión y el futuro de la industria.

Durante las jornadas se abordaron cuestiones vinculadas con el desarrollo energético, la infraestructura y las posibilidades que ofrece la provincia para atraer capitales. También se puso el foco en el escenario de Neuquén más allá de la actual etapa de expansión de Vaca Muerta. 

El encuentro buscó fortalecer el vínculo entre el sector público y privado y generar nuevas oportunidades de negocios alrededor de la cadena de valor energética, con participación de empresas y referentes de Estados Unidos.

El presidente estadounidense Donald Trump anunció un acuerdo con Venezuela que, según su administración, permitirá a Estados Unidos obtener el control mayoritario sobre más de 65.000 millones de barriles de las reservas petroleras venezolanas. El mandatario lo presentó como el mayor acuerdo de este tipo en la historia.

El entendimiento contempla el desarrollo de 17 campos petroleros y busca recuperar la producción venezolana mediante inversiones privadas. El secretario de Estado, Marco Rubio, estimó que el acuerdo podría atraer alrededor de US$100.000 millones de inversión para revitalizar la industria hidrocarburífera del país. 

La iniciativa posiciona nuevamente al petróleo venezolano en el centro de la estrategia energética de Washington y abre un nuevo escenario para el mercado internacional de crudo, aunque la recuperación de la producción demandaría tiempo y fuertes inversiones.

El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, formó parte del Council of the Americas que tuvo lugar hace pocos días en Buenos Aires y fue cubierto por Newstad.  El mandatario puso en valor el desarrollo de Vaca Muerta, al tiempo que destacó la necesidad de acompañar el crecimiento de la actividad energética con inversiones en infraestructura, educación, salud y seguridad.

Durante su exposición, Figueroa remarcó que Vaca Muerta “es necesaria, pero no suficiente” para garantizar el desarrollo. En ese sentido, cuestionó la idea de que el yacimiento sea una fuente automática de riqueza. “Cuando mencionamos a Vaca Muerta, parece que fuera la lámpara de Aladino, que uno la frota y surge riqueza”, sostuvo.

El mandatario neuquino recordó que la provincia produce gas y petróleo desde hace décadas y señaló que “hasta 2013” lo hacía “de manera convencional” y que desde entonces avanzó en la producción no convencional. Ahora, explicó, el objetivo es ampliar las posibilidades de exportación: “Estamos edificando la posibilidad de poder salir al mundo con GNL”.

Figueroa consideró que el desarrollo alcanzado fue posible porque “el ecosistema estaba armado”, pero destacó que actualmente “se han reunido todos los actores para poder hacer una propuesta exitosa, de una vez por todas”. En ese marco, valoró especialmente las medidas impulsadas por el Gobierno nacional y la incorporación de la actividad energética al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI).

“Primero, aplaudo una y otra vez la iniciativa que ha tenido el Gobierno Nacional de poder escucharnos cuando nosotros pedimos que el RIGI debía contemplar también” al sector energético, afirmó. Para el gobernador, “las promociones en energía fueron, creo, la clave para que nosotros podamos salir de manera competitiva al mundo”.

El gobernador también destacó la importancia de que la producción de Neuquén pueda orientarse cada vez más hacia los mercados internacionales. “La productividad marginal de Neuquén va toda a exportación, con lo cual estamos mirando cuál es el precio del commodity en el mundo”, explicó. Y agregó: “Para poder lograr ese precio, creo que todos los actores nos hemos alineado para poder ser mucho más competitivos”.

En esa línea, Figueroa resaltó el rol de la estabilidad macroeconómica y planteó que las divisas generadas por la actividad energética pueden contribuir al programa económico nacional. “La mayor estabilidad también es importante, que genera un círculo virtuoso porque las divisas generadas en Neuquén, a su vez, le dan rentabilidad al programa económico”, afirmó.

Sin embargo, advirtió que el crecimiento de Vaca Muerta también implica mayores demandas sobre la infraestructura y los servicios públicos de la provincia. “No se puede dejar de mirar esto”, sostuvo, y remarcó que Neuquén debe generar “toda la sustentabilidad social” necesaria para acompañar el crecimiento de la actividad.

Figueroa puso como ejemplo las obras que lleva adelante su administración. “Nos vamos a poder acercar al plato de producción que nosotros queremos lograr al 2030, y que le va a hacer muy bien a toda la Argentina”, señaló. Para alcanzar ese objetivo, destacó el esfuerzo provincial en infraestructura vial y educativa.

“Hoy estamos estamos repavimentando  650 kilómetros”, ejemplificó. Además, recordó que “en toda la historia de la provincia de Neuquén existen mil kilómetros de ruta” y sostuvo que el objetivo es realizar en cuatro años una cantidad de obras significativa para acompañar la expansión productiva.

En materia educativa, señaló que la provincia está construyendo “100 mil metros cuadrados de escuelas”, de los cuales “65 mil de esos metros cuadrados son de escuelas técnicas”. Según explicó, esto representa “diez nuevas escuelas técnicas”. Para dimensionar, comparó: “Para que tengamos noción de cuánto son 100 mil metros cuadrados: son tres estadios de River”.

El gobernador también hizo hincapié en el impacto demográfico que está teniendo el desarrollo energético. “Están llegando 70 personas por día, con cambio de domicilio a la provincia de Neuquén”, afirmó, y señaló que durante el primer semestre se registró un fuerte crecimiento de la población.

“Esas condiciones que va generando la energía evidentemente son un atractivo. Neuquén ha crecido siempre recibiendo gente, pero este fenómeno, por supuesto, es de 500%”, sostuvo Figueroa, quien remarcó que ese incremento obliga a ampliar de manera permanente la infraestructura y los servicios.

Finalmente, destacó el papel de los distintos sectores vinculados a la actividad hidrocarburífera y, particularmente, de los sindicatos. “Debo destacar el trabajo de los sindicatos, que también se han alineado con este pensamiento de poder ser” parte del proceso, afirmó.

“Somos las pequeñas empresas también. Entonces, creo que cpn toda la cadena de trabajo estamos haciendo que Vaca Muerta pueda ser exitosa”, concluyó Figueroa, al reivindicar la articulación entre el sector público, las empresas, los trabajadores y las pequeñas y medianas compañías para consolidar el desarrollo de Vaca Muerta.

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.”

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. 

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.

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.

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.

¿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.

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.

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.

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 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.

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.

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.

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.