Argentina consolida su posición como referente energético regional gracias al avance simultáneo en la producción de petróleo y gas en Vaca Muerta, su principal yacimiento no convencional.
Un informe reciente de la consultora internacional Rystad Energy resaltó que, durante el primer trimestre de 2025, la producción de crudo en la formación neuquina creció un 26% interanual, mientras que la de gas natural aumentó un 16%.
En marzo, la producción de petróleo superó los 447.000 barriles diarios (bpd), impulsada principalmente por YPF, junto a operadoras como Vista Energy, Pluspetrol y Phoenix Global Resources.
Si bien se registró una leve desaceleración en la conexión de nuevos pozos -79 en el primer trimestre-, se espera una mejora tras la ampliación del sistema de transporte Oldelval Duplicar a partir de abril.
Por su parte, la producción de gas seco alcanzó los 2,1 billones de pies cúbicos diarios (Bcfd), consolidando su rol central en la estrategia energética del país.
El informe subrayó que este crecimiento abre nuevas oportunidades para Argentina como exportador relevante de gas natural licuado (GNL) en el mercado internacional.
Radhika Bansal, vicepresidenta de Investigación Upstream de Rystad, destacó que Argentina impulsa una estrategia nacional de exportación de GNL en múltiples etapas.
Entre los proyectos más avanzados figura el Southern Energy LNG, que utilizará dos buques de licuefacción flotante (FLNG) -el Hilli Episeyo y el MK II- para operar frente a la costa de Río Negro, con una capacidad combinada de 6 millones de toneladas anuales (Mtpa).
La decisión final de inversión (FID) del MK II está prevista para el tercer trimestre de 2025, mientras que el Hilli Episeyo comenzaría a operar a fines de 2027 y el MK II hacia fines de 2028.
En paralelo, YPF lidera un segundo mega proyecto, desarrollado en etapas:
ARGFLNG 2, con una capacidad de 10 Mtpa y participación de Shell.
ARGFLNG 3, con un potencial de 12 Mtpa y posible incorporación de Eni como socio estratégico.
Según el análisis de Rystad, estos proyectos comienzan a ser considerados como parte de un plan integral de exportación de GNL, lo que refuerza la proyección de Argentina como proveedor energético global.
El informe también destacó la importancia del proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), el nuevo oleoducto que conectará la Cuenca Neuquina con el puerto de Punta Colorada en Río Negro.
Su puesta en marcha, prevista para 2027, busca mejorar la logística de exportación y aliviar cuellos de botella en el transporte de crudo.
Además, Argentina fue protagonista en el mercado de fusiones y adquisiciones del sector energético regional: en el primer trimestre de 2025, el 43% del valor total de las operaciones en Latinoamérica se concentró en el país.
El informe concluyó que el crecimiento simultáneo de petróleo y gas, junto con los planes de infraestructura y exportación de GNL, está dando lugar a una transformación estructural del perfil energético del país.
Con un esquema de desarrollo por fases, nuevas alianzas internacionales y una renovada dinámica de inversión, Argentina se prepara para pasar del autoabastecimiento a una integración sostenida en los mercados globales.
El Oleoducto Vaca Muerta Centro (VMOC) ya se encuentra operativo, una obra que conecta con el actual sistema de transporte de hidrocarburos hacia Puerto Rosales y que permitirá a futuro conectar la producción de shale oil con el Vaca Muerta Oil Sur (VMOS).
La noticia la dio Mauricio Martín, vicepresidente ejecutivo de Midstream & Downstream de YPF, a través de una publicación en LinkedIn. La compañía había destacado el rol de esta obra en el YPF Investors Day en Nueva York, en abril pasado y la posibilidad de movilizar 358.500 barriles por día y alcanzar los 472.000 barriles/día con ampliaciones y repotenciaciones.
«Este avance marca un paso fundamental para ampliar la capacidad de transporte y consolidar una red cada vez más robusta para la evacuación de crudo en la cuenca neuquina», expresó el directivo de YPF en su posteo.
El nuevo oleoducto VMOC tiene una extensión de 130 kilómetros, que conecta la producción de la «zona caliente» de Vaca Muerta en Añelo con la estación de bombeo de Allen. Desde allí, en principio se une al sistema de Oleoductos del Valle (Oldelval) y luego podrá bifurcarse en el megaproyecto VMOS.
En este camino, YPF contará con tres oleoductos que explotarán al máximo el shale oil de Neuquén, en particular el que viene de los yacimientos Loma Campana, La Amarga Chica, Bandurria Sur y Aguada del Chañar. El primero fue el Vaca Muerta Oil Norte (VMON) de 150 kilómetros que lleva crudo de la «zona caliente» al Oleoducto Trasandino (OTASA) -que pertenece a YPF, Chevron y ENAP- para exportar a Chile.
Ahora, el segundo proyecto en vigencia es el VMOC que servirá para transportar crudo a Puerto Rosales y que después se constituirá como nodo con el tercer proyecto de YPF; y acá entra el VMOS que está en construcción, con 440 kilómetros desde Allen hasta una plata de tanques en Punta Colorada y un puerto dedicado a recibir buques petroleros de gran porte.
«El VMOC representa mucho más que una obra de infraestructura: es un eslabón estratégico en nuestro camino hacia un futuro donde la exportación de crudo desde Vaca Muerta, a través del sistema VMOS, se convierta en uno de los motores del desarrollo energético de nuestro país», indicó Martín.
Si bien se espera que Argentina juegue un rol predominante como proveedor global de hidrógeno verde, gracias a su abundancia de energía eólica y solar, también posee un alto potencial de consumo interno. Actualmente, la matriz productiva argentina es más reducida en comparación con otras economías regionales más industrializadas, pero la incorporación del hidrógeno verde podría impulsar una transformación estructural que fortalecería ese entramado incrementando la competitividad ante mercados globales.
En este contexto, se inscribe un estudio elaborado por el International Power-to-X Hub, un centro de experiencia y colaboración para cadenas de valor innovadoras y sostenibles de hidrógeno verde y Power-to-X con el apoyo del Ministerio de Asusntos Económicos y de Acción Climática de Alemania, la Iniciativa Climática Internacional (IKI) y la Agencia Alemana de Cooperación Internacional para el Desarrollo Sostenible.
Power-to-X es una familia de tecnologías para la transición energética, ya que permiten la integración a gran escala de las energías renovables, la descarbonización de sectores difíciles de electrificar y la creación de una economía basada en productos energéticos limpios. Como tal abarca productos como hidrógeno verde, amoníaco verde, metanol verde, Gas natural sintético (e-metano), combustibles de aviación sostenibles (e-keroseno/SAF) y combustibles líquidos sintéticos (e-diésel, e-gasolina).
El trabajo identificó como sectores para estimar el potencial e impacto del H2V en la Argentina al de combustible de aviación, combustible marítimo, transporte pesado por rutas, transporte en minería, combustible de maquinaria agrícola, producción de acero, refinación de petróleo, producción de amoníaco para fertilizantes, producción de metanol, hidrógeno destinado a usos químicos y calor de alta temperatura en procesos industriales.
Así, el estudio resalta que la demanda potencial de H2V podría ser cercana a 100 kt/año en 2030, pero podría incrementarse a 800 kt/año en 2040 y hasta 1800 kt/año a 2050. Aún en un escenario más conservador acerca del rol del H2V, donde algunos sectores más desafiantes como el del acero y el transporte terrestre no se consideran, la demanda podría alcanzar los 1200 kt/año a largo plazo.
El hidrógeno verde puede contribuir al desarrollo de los combustibles para el agro argentino.
Los sectores de transporte marítimo, aviación, producción de amoníaco y fertilizantes nitrogenados y producción de metanol serían los sectores prioritarios en Argentina para la incorporación de H2V. No obstante, se espera que específicamente los dos primeros sean los que impulsen una mayor utilización en el país de H2V y derivados, y adicionalmente, ambos pueden suponer oportunidades para mercados de exportación.
El sector de producción de amoníaco y fertilizantes tiene buenas oportunidades técnicas para incorporar hidrógeno verde en el corto y mediano plazo, pero es esperable que el desarrollo productivo del gas natural en Argentina retrase su difusión y éste tenga mayor protagonismo recién en el mediano y largo.
También se espera que el H2V tenga un rol prioritario en la descarbonización del acero, pero esta evolución podría ser paulatina por la criticidad y competitividad del sector. Es esperable que primero se ejecuten otras estrategias de reducción de emisiones más económico-eficientes como reciclaje de chatarra, eficiencia energética y energía eléctrica renovable, reconoce el informe.
A medida que el H2V se vuelva más competitivo en costos de producción e infraestructura frente a otras alternativas, podría ingresar en el sector transporte pesado terrestre y de la maquinaria agrícola. Debido a la importante actividad de estos sectores en Argentina, se podrían requerir grandes volúmenes de hidrógeno y evitar grandes cantidades de emisiones.
El papel que tendrá finalmente el H2V en estos dos sectores dependerá mayormente del desarrollo y competitividad frente a otras alternativas de desfosilización del sector. Para que Argentina pueda planificar eficientemente esa estrategia será de gran utilidad analizar cómo se da esta evolución tecnológica en países que están más avanzados en materia de transición energética pero que comparten características con Argentina como puede ser Estados Unidos, donde el transporte de carga terrestre tiene un alto protagonismo y existen amplias áreas de producción agrícola.
Las refinerías ya utilizan hidrógeno gris, pero la variante verde sería un reemplazo clave para colaborar con la descarbonización.
El sector de refinación puede ser una oportunidad próxima para impulsar el desarrollo del sector de hidrógeno verde por sus bajos desafíos tecnológicos para su incorporación, aunque se anticipa que requerirá de incentivos o regulaciones que fomenten el reemplazo del hidrógeno gris actual.
En los sectores donde actualmente se utiliza hidrógeno con fines químicos, como refinación, amoníaco y fertilizantes, metanol y en parte la producción de acero, hay pocas (o nulas) alternativas que compitan con el H2V para la desfosilización.
En los sectores donde el H2V y derivados compartirán mercado con otros combustibles limpios basados en biocombustibles hay mayor incertidumbre sobre el grado de penetración, ya que los biocombustibles en Argentina cuentan con un gran potencial productivo y poseen costos competitivos, pero no existen políticas claras de desarrollo a mediano y largo plazo aún.
Adicionalmente, en algunos mercados internacionales algunos biocombustibles están limitados debido a su potencial competencia con el uso de tierras y producción de alimentos.
Además, no se espera que el reemplazo de gas natural por H2V, tanto como materia prima de la petroquímica (Power-to Olefins), como de combustible para servicios de calor de alta temperatura, tenga lugar ni en el corto ni mediano plazo, debido principalmente a la disponibilidad de gas muy barato por el desarrollo productivo de la formación Vaca Muerta.
A largo plazo puede que exista incorporación de hidrógeno en estos sectores, pero enfrentará desafíos de desarrollo tecnológicos y de competencia con otras vías de reducción de emisiones, como la biomasa y biocombustibles.
En los sectores con mayor incertidumbre tecnológica y de costos, como el de acero, transporte terrestre, maquinaria agrícola o reemplazo de feedstock de petroquímica, es necesario observar los avances de países como Estados Unidos, países de la Unión Europea, Japón o Corea del Sur, que marcarán una línea en reducción de costos para entender la competitividad del H2V en el sector.
Algunos sectores, en tanto, requerirán de nueva regulación habilitante para permitir la incorporación de H2V, como por ejemplo transporte terrestre por carretera. En caso de identificarse como un vector estratégico es necesario la dedicación de recursos para el desarrollo y actualización de esta normativa, así como la incorporación de políticas de reducción de emisiones compatibles con la carbono-neutralidad a largo plazo.
El informe mensual elaborado por la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP) indicó que durante abril de 2025 la producción del sector creció un 1% respecto al mes anterior, como resultado de incrementos planificados en los niveles de fabricación.
No obstante, al comparar con el mismo mes del año pasado, se observaron caídas en todos los subsectores, con excepción de los productos básicos intermedios e inorgánicos.
En el acumulado del año, los niveles de producción continúan reflejando una tendencia negativa.
En cuanto a las ventas locales, la reseña de la Cámara registró un incremento del 17% en comparación al mes de marzo 2025, impulsado por un mayor volumen de comercialización en casi todos los subsectores, salvo en finales termoplásticos y básicos orgánicos e inorgánicos.
Sin embargo, frente al mismo mes de 2024, el crecimiento fue moderado, con una variación positiva del 4%. Por su parte, el acumulado del año muestra una caída del 15%.
“El desempeño de abril confirma una leve recuperación en algunos indicadores, como producción y ventas locales, aunque los desafíos persisten en el frente interanual y en el sostenimiento del crecimiento exportador. Es clave que la tendencia de mayor consumo doméstico se consolide para potenciar la demanda y es clave para nuestro sector al ser `Industria de Industrias´ ”, destacó Jorge de Zavaleta, director ejecutivo de la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP).
Respecto a las exportaciones, el informe señala una disminución del 2% en abril respecto al mes anterior de este año. Esta baja también se refleja en la comparación interanual, aunque el acumulado del primer cuatrimestre muestra una suba del 28%, destacando el esfuerzo de las empresas por sostener su inserción internacional pese a la volatilidad del contexto.
Por su parte, el informe realizado por la CIQyP sobre las PyMIQ (Pequeña y Mediana Industria Química) señaló que durante abril de 2025 la producción creció un 3% respecto del mes anterior, registrando además una suba del 8% en la comparación interanual y del 4% en el acumulado del año.
Las ventas locales mostraron un incremento mensual del 4%, aunque se observó una caída del 7% interanual y del 8% en el acumulado. En cuanto a las exportaciones, se registró una leve baja del 2% en abril respecto a marzo, pero con incrementos del 14% en términos interanuales y del 43% en el acumulado anual.
Durante abril de 2025, la balanza comercial, medida en dólares, de los productos del sector fue un 5,92% inferior al mismo mes del año anterior, con descenso del 3,15% en las importaciones, mientras que las exportaciones crecieron un 0,88%.
En cuanto al uso de la capacidad instalada, de las industrias que contribuyen con información para el informe de la CIQyP, esta registró que durante abril de 2025 tuvo un uso promedio del 43% para productos básicos e intermedios y del 70% para productos petroquímicos.
En conclusión, las ventas totales del sector en general, que incluye a las PyMIQ, (mercado local más exportaciones) de los productos informados por las empresas participantes del informe, durante abril 2025, fueron de U$S 257 millones, acumulando un total de más de U$S 1.000 millones en el primer cuatrimestre del año
El nuevo operador de Estación Fernández Oro (EFO), la empresa Quintana Energy, empezó con los primeros ensayos de un método novedoso para la Cuenca Neuquina para mejorar la productividad de los pozos del área ubicada en la zona rural de Allen, en la provincia de Río Negro.
En concreto, el plan piloto consiste en la reinyección de gas seco en el yacimiento con el objetivo de recuperar hidrocarburos líquidos y reactivar la producción en el área gasífera más importante de la provincia, además de ser pionera en el no convencional rionegrino.
«Estamos en etapa de prueba. Aunque sea invierno y eso complique un poco el ciclo, la idea es llegar con experiencia acumulada a octubre, cuando baja la demanda nacional de gas y se vuelve ideal para inyectar», explicó Marcos Ceccani, responsable de la Gerencia de Ingeniería de Quintana Energy.
El proyecto se apoya en antecedentes técnicos sólidos: entre 2018 y 2019, un ciclo similar en el pozo EFO-95 permitió aumentar la recuperación de líquidos. «La idea nació de nuestro CEO, Carlos Gilardone. El reservorio tiene muy buenas condiciones para este tipo de desarrollo y es una gran oportunidad para EFO para extender su vida útil, sostener empleo y seguir aportando a la provincia», contó Ceccani.
La prueba piloto contempla la instalación de compresores de última generación, capaces de operar con un rango variable de presión y volumen. Las instalaciones fueron adaptadas para cumplir con las exigencias de seguridad, calidad y cuidado ambiental que rigen en EFO.
Este ensayo forma parte de un ambicioso proyecto de recuperación de licuables que busca extender la vida útil del yacimiento mediante una técnica de inyección de gas al subsuelo, en un ciclo que alterna inyección y producción para optimizar los resultados.
La reinyección de gas se perfila como una estrategia innovadora de recuperación secundaria, adaptada a los desafíos técnicos y energéticos actuales, con impacto en el empleo, la soberanía energética y el desarrollo regional.
La iniciativa forma parte del plan de inversiones por la prórroga de concesión otorgada por el gobierno rionegrino -diez años más a partir de agosto de 2026-. Desde la empresa destacan que actualmente trabajan más de 100 personas en el yacimiento y remarcan el enfoque integrado del equipo.
La Secretaría de Hidrocarburos de Río Negro, en equipo junto a otros organismos provinciales, realiza inspecciones periódicas para verificar el cumplimiento normativo. En ese sentido, José Ricciardulli, inspector provincial, dijo: «estamos inspeccionando el arranque de la prueba piloto y controlamos aspectos clave como seguridad, ambiente, calidad de agua y niveles de ruido».
«Es la primera vez que se hará esta técnica en forma sostenida en Río Negro», agregó el funcionario. «Tenemos contacto fluido con la empresa y todos los organismos involucrados están coordinados, cada uno con su rol específico. El beneficio para la provincia puede ser muy grande», expresó.
EFO llegó a producir hasta 3,5 millones de metros cúbicos de gas por día y actualmente se encuentra en una meseta de 750 mil m³ diarios. Esta nueva fase busca revitalizar su potencial.
La capacidad de captura y mitigación de Argentina es significativamente mayor a sus emisiones, por lo cual se afirma que el potencial de monetización del sector en el país, incluyendo servicios ecosistémicos —es decir, los beneficios que los ecosistemas proporcionan a los seres humanos y al planeta, tangibles o no—, podría tener un valor económico superior a US$20.000 millones anuales.
Pero esa monetización debe tener una canalización del flujo que se puede lograr en un mercado de carbono, tal como se define al sistema que busca reducir las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) mediante la compraventa de derechos de emisión o créditos de carbono. Este esquema funciona como un mecanismo económico para reducir emisiones, incentivando a las empresas y a otros actores a reducir su huella de carbono.
Según el Primer Informe Bienal de Transparencia (IBT1) publicado en diciembre de 2024 por Argentina, las emisiones netas totales de GEI del país se estimaron en 400.920,59 kilotoneladas de dióxido de carbono equivalente (ktCO2e), y los principales sectores contribuyentes fueron energía, agricultura/ganadería y uso de la tierra/silvicultura.
Argentina tiene 60 proyectos registrados en estándares internacionales, incluyendo el Verified Carbon Standard (VCS), y es uno de los pocos países que posee una huella ecológica positiva.
Eduardo Chirillo (ex secretario de Energía) había presentado planes para implementar un mercado de carbono en Argentina, integrando el costo ambiental en las actividades productivas. Este mercado permite que entidades que reducen sus emisiones puedan vender créditos a otras que no logran cumplir sus metas y necesitan compensar sus emisiones.
La premisa de Chirillo era que este mercado podría generar un impacto significativo en la reducción de emisiones y en la transición energética, además de atraer inversiones en energías renovables.
Esa necesidad de interacción explica la activación de la plataforma digital de la Bolsa Argentina de Carbono (BACX), concebida como un instrumento que facilita y transparenta las transacciones de comercialización en el mercado voluntario de carbono, y que acaba de iniciar formalmente sus operaciones en el país.
A diferencia de los mercados regulados, en los mercados voluntarios las empresas o individuos pueden comprar créditos de carbono voluntariamente, a menudo motivados por responsabilidad social corporativa o por alcanzar la neutralidad de carbono.
El mercado se basa en un tope de emisiones. Si una entidad emite menos, puede vender créditos; si emite más, debe comprar. El desafío es asegurar que los créditos representen reducciones reales y verificables.
BACX operará a través de un sistema digital que permite negociar créditos de carbono verificados con transparencia y trazabilidad. Su objetivo es posicionar a Argentina como generadora de divisas mediante un nuevo activo financiero, con el apoyo de socios como ACX y Lockton, expertos en trading, riesgo y financiamiento.
BACX busca impulsar proyectos nacionales, servir como puente entre la acción climática y la inversión, y colaborar con el desarrollo productivo.
La iniciativa se alinea con la Estrategia Nacional para el Uso de Mercados de Carbono (ENUMeC), y cumple con estándares internacionales de seguridad, gobernanza y mitigación de riesgos.
Durante el lanzamiento se mostró una transacción en tiempo real y se presentaron tres iniciativas nacionales:
Unitán, con proyectos forestales en Chaco y Formosa.
Nideport, con Soluciones Basadas en la Naturaleza en Misiones.
Gobierno de Misiones, primer proyecto subnacional en certificar reducción de deforestación y degradación de bosques nativos.
Por primera vez en su historia, la localidad neuquina de Guañacos contará con gas natural. La obra, a cargo de la empresa provincial Hidenesa, avanza a buen ritmo y se prevé que el servicio esté disponible desde este viernes.
El tendido de red se extiende desde Andacollo, en un trayecto de 27 kilómetros, y beneficiará a otras seis localidades del norte neuquino.
Raúl Tojo, presidente de Hidenesa, confirmó que ya se completó el cruce del gasoducto por el río Neuquén y que esta semana se realizan las pruebas de hermeticidad previas a la habilitación del servicio.
“A pesar del clima hostil, logramos cruzar el puente del río Nahueve y el Neuquén; el viernes ya podríamos tener gas en Guañacos”, señaló.
Para los vecinos de Guañacos, a más de 430 kilómetros de la capital provincial, la llegada del gas natural representa más que una obra de infraestructura: es una reparación histórica. La presidenta de la comisión de fomento, Alejandra Vázquez, lo resumió con contundencia: “Defender la neuquinidad es menos palabras y más hechos”.
Durante años, mientras el gas producido en Neuquén cruzaba la cordillera para abastecer a Chile, muchas familias del norte neuquino continuaban cocinando y calefaccionándose a leña.
Vázquez reconoció que, tras tantas promesas incumplidas, muchos vecinos se mostraban incrédulos. “Nos costó creer que fuera real. Sólo cuando vimos a la empresa y al gobernador comenzar la obra empezamos a comprar los artefactos y buscar matriculados para las conexiones”, contó.
Además del trabajo técnico de Hidenesa, la presidenta comunal destacó la tarea de concientización previa que realizaron en la localidad: charlas informativas sobre cómo instalar el servicio y qué trámites realizar.
También agradeció al Banco Provincia del Neuquén, que habilitó líneas de crédito a tasa subsidiada para que los vecinos pudieran adquirir calefones, cocinas y calefactores.
El impacto de la obra se sentirá en pequeños gestos que transformarán la rutina: tener agua caliente con solo abrir una canilla, cocinar sin depender de garrafas, y evitar el esfuerzo de salir en pleno invierno a cortar leña. Para una zona tan extensa como el norte neuquino, estas mejoras tienen un valor que va mucho más allá de lo simbólico.
El gobernador Rolando Figueroa, al lanzar estas obras meses atrás, expresó el compromiso de priorizar a los neuquinos en el acceso al gas que se produce en la provincia. La extensión de esta red responde a una planificación que busca redistribuir la inversión pública de manera más equitativa.
El plan incluye, además de Guañacos, a otras localidades como Los Miches, Lileo, Los Carrizos, Bella Vista, Cayanta y Las Ovejas, que serán incorporadas progresivamente a la red. Este fin de semana se completó el cruce de un caño de 6 pulgadas sobre el río Neuquén y actualmente se trabaja en la soldadura de la derivación para la conexión final.
En el marco de la 46ª Conferencia Internacional de la Asociación Internacional de Economía de la Energía (IAEE), que se lleva a cabo del 15 al 18 de junio en París, más de 600 delegados provenientes de 40 países, entre autoridades, académicos y referentes del sector energético mundial, se reúnen para debatir y buscar soluciones viables que impulsen un futuro energético más limpio, equitativo y sostenible.
La propia ministra de Energía y Ambiente de Argentina, Jimena Latorre, participó como ponente destacada en el panel sobre “Gobiernos y políticas: transición energética en América Latina”.
Durante su intervención, Latorre expuso los avances y desafíos de la Provincia de Mendoza en materia de transición energética. “Estamos encarando un proceso de transformación basado en el aprovechamiento de nuestros recursos actuales, pero con la mirada puesta en una nueva matriz energética. Para eso estamos invirtiendo en infraestructura con modelos de financiamiento público-privado, para robustecer el sistema eléctrico provincial”, detalló.
Entre los principales logros mencionados, destacó la instalación y operación de nueve parques solares, que permitirán aportar más de 1.000 MW al sistema eléctrico de Mendoza, consolidando así su apuesta por las energías renovables.
La ministra compartió el panel con destacadas figuras de la región como Sylvie D’Apote (Brasil), Ricardo Raineri (Chile) e Isaac Dyner (Colombia), en un espacio que permitió comparar experiencias y estrategias regionales frente a la urgencia climática y energética.
“Estos encuentros nos enriquecen. Nos permiten compartir las problemáticas comunes que enfrentamos en América Latina y conocer cómo cada país está diseñando su transición. La energía sostenible no es una aspiración lejana: es una necesidad inmediata que nos interpela a todos, desde los gobiernos hasta los inversores privados”, subrayó Latorre.
La conferencia de la IAEE fue inaugurada con una sesión plenaria centrada en las intersecciones entre geopolítica, cambio climático y seguridad energética.
Según Nils-Hendrik von der Fehr, profesor de la Universidad de Oslo y miembro del consejo directivo de la IAEE, “la heterogeneidad de políticas energéticas en el mundo hace que este evento funcione como un benchmark para la academia y una oportunidad de retroalimentación para identificar soluciones reales y sostenibles”.
A lo largo de cuatro días, la conferencia aborda temas críticos como el acceso equitativo a la energía, pobreza energética, transición justa, energías renovables, movilidad eléctrica, redes inteligentes, hidrógeno, y materias primas críticas.
Con cerca de 80 sesiones simultáneas y múltiples plenarias, el evento confirma su rol como principal foro global de discusión sobre políticas energéticas sostenibles. Las actividades incluyen paneles especializados, presentaciones académicas, sesiones interactivas y espacios de networking entre los principales actores del ecosistema energético mundial.
Con una fuerte convocatoria y un enfoque multidimensional, la edición 2025 de la Jornada de la Industria Petroquímica, organizada por el Instituto Petroquímico Argentino (IPA), dejó en claro que el sector atraviesa una etapa de redefinición.
Bajo el lema “El desafío de la competitividad. Cómo impulsar una industria petroquímica más eficiente, moderna y resiliente”, el evento reunió a referentes empresariales, académicos y técnicos para debatir sobre los caminos posibles hacia un desarrollo más estratégico, sostenible e innovador.
El Lic. Guillermo Petracci, director de Unipar Argentina y presidente del evento, fue el encargado de abrir la jornada con un mensaje contundente: “Somos parte de la solución a los desafíos del desarrollo”. Hizo un llamado a cambiar el enfoque tradicional, apostando por una transformación que involucre eficiencia, inversión en personas y procesos, y un compromiso decidido con el largo plazo.
En el primer panel se abordaron las claves macro y microeconómicas que condicionan el desempeño del sector. Pablo Giorgi (OPIS – Dow Jones) advirtió sobre un escenario internacional desafiante, marcado por márgenes estrechos y sobreoferta.
Por su parte, Diego Coatz (UIA) subrayó la necesidad de estabilizar variables macro y aplicar una agenda micro que reduzca el “costo argentino”, modernice el sistema tributario y apueste por la infraestructura productiva.
La transformación tecnológica fue protagonista del segundo panel, donde YPF Química presentó casos concretos de aplicación de inteligencia artificial, como Gema, una herramienta de entrenamiento para contratistas, y Optimax, una plataforma de optimización operativa. Los expositores remarcaron el impacto real de estas soluciones en la productividad, así como la importancia de formar talento con capacidades digitales.
La resiliencia climática fue otro eje destacado. Expertos en gestión ambiental y riesgo industrial coincidieron en que el cambio climático ya afecta directamente a la productividad y la seguridad operativa. Se llamó a integrar el análisis de riesgos climáticos y la adaptación como elementos esenciales en la planificación industrial y la gestión corporativa.
Desde el Estado, Darío Genua (Secretaría de Innovación) y Daniel Salamone (CONICET) defendieron el rol estratégico del conocimiento científico. Ambos coincidieron en que la articulación entre el sistema científico-tecnológico y el sector privado es clave para que la petroquímica se consolide como motor de innovación transversal para toda la economía.
La disponibilidad de gas rico en líquidos provenientes de Vaca Muerta se presentó como una oportunidad única para la expansión de la cadena de valor petroquímica. Los panelistas del bloque dedicado a materias primas llamaron a invertir en infraestructura, mejorar la logística y promover alianzas regionales que permitan industrializar y exportar con mayor competitividad.
La sostenibilidad dejó de ser una opción para convertirse en un requisito estratégico. Sebastián Bigorito (CEADS) remarcó que las nuevas regulaciones, exigencias del mercado y condiciones de financiamiento internacional exigen una transición energética pragmática, centrada en la adaptación, la resiliencia y la gobernanza sostenible.
El tradicional Panel de CEOs reunió a líderes de Unipar, PetroCuyo, Profertil, Dow y Compañía MEGA S.A. para reflexionar sobre el rol de las empresas frente al contexto actual. La consigna fue clara: fortalecer la competitividad desde adentro, apostando a la eficiencia, la innovación y una cultura empresarial alineada con los desafíos globales.
En el discurso de cierre, María Florencia Rodríguez Mandrini, presidenta del IPA, sintetizó el espíritu del encuentro: “La competitividad también es una cultura”.
La frase resume una jornada donde quedó claro que la industria petroquímica argentina tiene los recursos, el talento y la convicción para afrontar los desafíos de este tiempo. Pero también que la clave está en construir una agenda compartida que ponga a la eficiencia, la sostenibilidad y la innovación como pilares de una nueva etapa.
El gobierno nacional oficializó las resoluciones que marcan la hoja de ruta tarifaria para los servicios de distribución eléctrica y de transporte y distribución de gas natural durante el período 2025-2030.
La Revisión Quinquenal de Tarifas (RQT) apunta a una recomposición gradual del Valor Agregado de Distribución (VAD) y transporte, con un esquema de aumentos escalonados que se extenderán hasta finales de 2027.
Sin embargo, existen diferencias notables entre los enfoques adoptados para cada sector, detalle el informe de la consultora Economía & Energía (E&E).
En el caso de la distribución eléctrica, la RQT se centró específicamente en el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA), mientras que para el gas natural, las resoluciones tienen un alcance nacional.
Esta diferencia en la cobertura también se traduce en la forma en que se definieron los ingresos permitidos: en electricidad se fijaron ingresos promedio anual, mientras que en gas se establecieron metas de ingresos por año regulatorio.
En cuanto a las inversiones, la electricidad definió objetivos en unidades físicas concretas, mientras que el gas adoptó una lógica más financiera, considerando montos por ítem y por año. Además, en el sector eléctrico se avanzó en la modernización de la estructura tarifaria, ajustando los precios en función de franjas horarias (pico, valle y resto), algo que no se replicó en el esquema de gas.
Ambos sectores aplicaron mecanismos para amortiguar el impacto sobre los usuarios residenciales. En electricidad, se adoptó un esquema con componentes fijos y variables, buscando reducir tarifas en segmentos vulnerables como el R5. En gas, se introdujo un techo tarifario para la categoría R34 y la creación de una nueva categoría R4, con una reducción del componente fijo en los niveles más altos.
Una diferencia sustancial radica en la transparencia de los cuadros tarifarios: en electricidad se publicaron los cuadros objetivos y el sendero de aumentos, mientras que en gas no se brindaron esos datos, lo que impide proyectar con certeza la magnitud de los incrementos a largo plazo.
Pese a esto, ambos sectores aplicarán aumentos mensuales mediante 30 cuotas desde junio. En el caso de Edenor y Edesur, se estipuló una suba mensual del 0,42% y 0,36% respectivamente, con actualización por inflación.
En gas, aunque se anunció un esquema de cuotas, no se detallaron los porcentajes mensuales ni el mecanismo de ajuste.
En mayo, el VAD eléctrico experimentó un aumento del 3% en términos reales, mientras que el gas registró una suba nominal similar (3%), aunque sin una referencia clara a su impacto real. En cuanto al incremento total autorizado, Edenor y Edesur tuvieron una recomposición del 16,93% y 15,69% respectivamente, mientras que en el caso del gas natural no se especificaron cifras equivalentes.
