Autor: Mejor Energía

  • Río Negro proyecta un instituto para formar mano de obra ante la demanda del GNL

    Río Negro proyecta un instituto para formar mano de obra ante la demanda del GNL

    Río Negro comenzó a delinear una nueva herramienta de formación técnica con la mirada puesta en uno de los desarrollos energéticos que mayor expectativa genera: el desembarco de los proyectos de gas natural licuado (GNL) en el Golfo San Matías.

    La iniciativa apunta a la creación de un instituto de nivel superior que permita capacitar mano de obra local para cubrir puestos específicos vinculados a la operación de buques licuefactores y a la infraestructura portuaria proyectada sobre la costa atlántica.

    El proyecto contempla el diseño de una carrera terciaria de entre dos y tres años de duración, enfocada en capacidades técnicas concretas que requerirá el funcionamiento del sistema de GNL.

    A diferencia de otros modelos, como el orientado al desarrollo upstream, en este caso el objetivo es formar perfiles vinculados al segmento exportador, especialmente en tareas relacionadas con los barcos que integrarán la cadena logística del gas.

    Desde el Gobierno provincial sostienen que la formación de recursos humanos es una condición central para que el impacto de las inversiones no se limite a la infraestructura. La apuesta es que el crecimiento del sector energético también se traduzca en oportunidades concretas de empleo para los rionegrinos, en un contexto en el que la especialización técnica será cada vez más determinante.

    La iniciativa se inscribe en una lectura más amplia sobre el escenario internacional. La provincia considera que existe una ventana de oportunidad vinculada a la creciente demanda global de energía y a la necesidad de diversificar proveedores, especialmente en mercados de Europa y Asia.

    En ese marco, el posicionamiento de la Argentina, sumado al potencial de Vaca Muerta y la salida atlántica rionegrina, refuerza el interés de inversores y empresas del sector.

    Frente a ese escenario, la estrategia oficial no solo apunta a atraer capitales y garantizar condiciones para el desarrollo de los proyectos, sino también a construir una base sólida de capital humano. La idea es anticiparse a las necesidades de una industria altamente especializada, que demandará nuevas competencias técnicas y operativas.

    El diseño del instituto se está trabajando junto a actores con experiencia local e internacional. La propuesta incluye la participación de instituciones tecnológicas y empresas vinculadas al sector energético, con el objetivo de desarrollar una oferta académica alineada con estándares globales.

    En ese esquema, la formación no se limitará a contenidos técnicos, sino que incorporará una base sólida en matemática, física, química e inglés.

    El idioma aparece como un aspecto clave dentro del proyecto. Gran parte de la operación técnica de los sistemas de GNL se realiza en inglés, por lo que su incorporación en la formación es considerada indispensable.

    En esa línea, la iniciativa se vincula con programas provinciales que buscan fortalecer las competencias lingüísticas como herramienta para la inserción laboral.

    En paralelo, la provincia ya viene avanzando en la actualización de la educación técnica secundaria. En los últimos años se implementaron experiencias piloto en distintas escuelas, con incorporación de equipamiento y modernización de talleres, orientadas a adaptar los perfiles de egreso a las demandas de la industria. La intención es que ese proceso funcione como base para nutrir instancias de formación superior más especializadas.

    Aunque aún no está definida la ubicación del futuro instituto, la intención inicial es que tenga anclaje en la región atlántica, en función de su cercanía con los proyectos portuarios y de GNL.

    No obstante, la decisión final dependerá también de las necesidades de equipamiento y de las condiciones para el desarrollo de prácticas formativas.

    La creación del instituto forma parte de una estrategia más amplia que busca que la expansión del complejo energético no sea solo una plataforma de exportación, sino también un motor de desarrollo local.

     

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  • El conflicto en Oriente reabre el debate sobre el corte obligatorio con biocombustibles en Argentina

    El conflicto en Oriente reabre el debate sobre el corte obligatorio con biocombustibles en Argentina

    El aumento de los precios internacionales de los combustibles fósiles debido a la guerra en Oriente ha generado nuevas presiones sobre el mercado de biocombustibles en Argentina.

    Según el último informe de la consultora Economía y Energía de Nicolás Arceo, la situación global reavivó el debate sobre la necesidad de avanzar con un mayor corte de biocombustibles, especialmente en el gasoil.

    Sin embargo, el impacto de esta medida podría resultar contradictorio, ya que, aunque se reduce la dependencia de los combustibles fósiles, el aumento del corte con biodiésel podría implicar un encarecimiento adicional del gasoil en los surtidores.

    En el marco del conflicto geopolítico, el precio del Brent se ha incrementado a alrededor de 100 U$S por barril, lo que ha afectado la cadena de precios de los combustibles a nivel global.

    Para Argentina, el ajuste de la mezcla de biodiésel en el gasoil, un componente central de la política energética nacional, enfrenta un dilema: si bien se busca fortalecer el uso de biocombustibles para reducir la dependencia de las importaciones de combustibles fósiles, el aumento del corte con biodiésel genera un sobrecosto estimado del 12%.

    Este incremento es considerablemente menor al 61% que se observó a principios de 2023, pero sigue representando una carga para los consumidores.

    A pesar de esto, el informe detalla que la situación varía cuando se trata de etanol, particularmente el producido a partir de caña de azúcar. Este biocombustible, a pesar de su menor poder calorífico en comparación con la nafta, tiene un impacto más positivo, ya que su inclusión en el corte de naftas puede ayudar a mitigar los aumentos de los precios en surtidor.

    De acuerdo con la Agencia Internacional de Energía (AIE), la demanda global de biocombustibles crecerá a una tasa anual promedio del 3,4% hasta 2030. En este panorama, el etanol seguirá siendo el biocombustible más demandado, aunque se espera que otras formas como el biojet (combustible sostenible para aviación) y el diésel renovable experimenten un crecimiento importante.

    A nivel de consumo, los biocombustibles destinados al transporte terrestre serán los que más crezcan, con Brasil, Indonesia, India y Europa liderando este aumento. En particular, Brasil, que produce principalmente etanol a base de caña de azúcar, será responsable de más del 30% del incremento total en el consumo de biocombustibles para 2030.

    Por su parte, la expansión de biocombustibles avanzados como el SAF y el diésel renovable contribuirá al crecimiento global del sector, aunque el ritmo de expansión en estos segmentos será más moderado comparado con los años previos.

    En Argentina, el régimen de biocombustibles ha tenido un impacto mixto. Desde su creación en 2006, la Ley de Promoción de Biocombustibles ha incentivado el desarrollo de la industria a través de cortes obligatorios y un esquema regulado de precios y cupos.

    Sin embargo, la implementación de este régimen ha implicado una pérdida fiscal significativa, principalmente debido a la exención de impuestos como el ICL (Impuesto a los Combustibles Líquidos) y la reducción de las exportaciones de aceite de soja, lo que ha generado una menor entrada de divisas.

    En 2025, el costo fiscal asociado con la producción de biodiésel superó los 300 millones de dólares, acumulándose a lo largo de los últimos 15 años un déficit de más de 6.500 millones de dólares por esta política. Por el contrario, el impacto de los biocombustibles de etanol ha sido más positivo en términos de divisas, especialmente cuando se utiliza caña de azúcar como materia prima, que no compite con exportaciones agrícolas clave.

    El gobierno argentino ha propuesto un nuevo proyecto de ley para reformar el actual régimen de biocombustibles. Entre los principales cambios que se contemplan, se incluyen un aumento gradual del corte obligatorio de biodiésel, que pasaría del 7,5% en 2026 a un 10% en 2027. El proyecto también introduce un esquema de licitaciones para la asignación de cupos, lo que podría permitir una mayor eficiencia en el mercado.

    Para el etanol, se prevé un incremento en el corte obligatorio del 12% en 2026 a un 15% en 2027. Este ajuste en las políticas de corte, junto con la creación de un sistema más flexible basado en acuerdos entre privados, podría ayudar a equilibrar el mercado y reducir los sobrecostos que enfrentan los consumidores.

    Según los datos de la IEA, la producción de biocombustibles avanzados, como el diésel renovable y el biojet, se está expandiendo en varios países. Estados Unidos y Brasil seguirán siendo los mayores productores, con un crecimiento moderado en su producción de etanol y un impulso significativo en el biojet y el diésel renovable.

    Para 2030, se espera que la producción global de etanol alcance los 138 mil millones de litros, mientras que la producción de biodiésel podría llegar a 60 mil millones de litros. En el caso de Argentina, la producción de biocombustibles representa actualmente el 1% de la producción global de etanol y el 3% de biodiésel.

    Este panorama global, combinado con las políticas locales de promoción y la incertidumbre de los precios internacionales de los combustibles, seguirá moldeando el futuro de los biocombustibles en Argentina.

    Las reformas propuestas por el gobierno y el ajuste de las normativas fiscales serán clave para determinar si el país puede aprovechar su potencial en este sector, sin que los costos sobrepasen los beneficios a nivel interno y externo.

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  • La Argentina frente a dos crisis globales: del déficit energético de 2022 al superávit comercial en 2026

    La Argentina frente a dos crisis globales: del déficit energético de 2022 al superávit comercial en 2026

    El crecimiento de la producción de hidrocarburos en Vaca Muerta y la expansión de la infraestructura de transporte permitieron enfrentar la actual crisis internacional con escenarios totalmente distintos a cuatro años atrás, ofreciendo un blindaje local inédito.

    La coyuntura energética global de marzo de 2026, marcada por restricciones operativas en el estrecho de Ormuz y riesgos logísticos en el estrecho de Bab el-Mandeb, generó en marzo una fuerte escalada en las cotizaciones del crudo Brent y el gas natural de referencia TTF. Sin embargo, la posición de la Argentina ante este escenario difiere estructuralmente de la registrada durante la crisis por la invasión a Ucrania en 2022.

    Ante la crisis desatada por el ataque de Rusia hace cuatro años, el shock derivado del conflicto en territorio europeo resultó en un déficit comercial energético de u$s 4.386 millones para la Argentina. Durante ese ejercicio, el incremento en los costos de importación de Gas Natural Licuado (GNL), gas natural por ductos, naftas y gasoil provocó un salto en las compras externas de u$s 7.132 millones respecto a 2021. Las exportaciones del sector apenas aumentaron u$s 3.305 millones en el mismo período.

    Tal como reseña un reciente informe de la consultora especializada Economía y Energía, aquel escenario de 2022 obligó a una erogación fiscal en concepto de subsidios a la energía que superó los u$s 12.000 millones. La dependencia del fluido importado para cubrir los picos de demanda invernal y la generación eléctrica expuso la vulnerabilidad de las reservas internacionales ante la volatilidad de los precios en el mercado spot.

    Cuatro años después, la configuración de la balanza comercial energética presenta indicadores inversos. Las exportaciones de petróleo de la Argentina se triplicaron en la comparación interanual, con un crecimiento del 182% respecto a los niveles de 2022. Los despachos al exterior pasaron de 110 kbbl/d en aquel año a una media de 309 kbbl/d durante el último trimestre de 2025.

    En el mercado del gas natural, las ventas externas pasaron de un promedio de 6,9 MMm3/d en 2022 a 8,7 MMm3/d en 2025, lo que representa una expansión del 27%. Este incremento de la oferta local permitió reducir drásticamente la dependencia de los proveedores regionales y globales para el abastecimiento del sistema troncal de transporte.

    La sustitución de importaciones de gas natural es uno de los datos más significativos de la transformación sectorial. Mientras que en 2022 la Argentina importó 10,8 MMm3/d desde Bolivia, en el último año el registro de ingresos desde ese origen fue de 0,1 MMm3/d, consolidando la reversión del flujo en el norte del país.

    Respecto al GNL, las compras externas se contrajeron un 42% en el trienio analizado. El volumen importado descendió de 6,2 MMm3/d en 2022 a 3,6 MMm3/d en 2025. Asimismo, la importación conjunta de combustibles líquidos —naftas y gasoil— experimentó una reducción del 65%, impulsada por una mayor capacidad de procesamiento y disponibilidad de crudo liviano local.

    Esto permitió que la suba internacional de los derivados del petróleo no se trasladara de forma directa al sistema de transporte y logística nacional. Esta sustitución fue posible gracias a la mayor disponibilidad de crudo liviano proveniente de la cuenca neuquina, que optimizó la carga de las refinerías instaladas en la Argentina.

    Bajo las condiciones actuales de mercado, con un precio del crudo Brent proyectado en torno a los u$s 100 por barril, el saldo de la balanza comercial energética de la Argentina alcanzaría un superávit de u$s 12.100 millones. Este excedente financiero contrasta con el saldo negativo acumulado en otros subsectores, como el biodiésel, que registra un déficit externo de u$s 3.309 millones desde 2010.

    La baja incidencia del gas importado sobre el costo total de abastecimiento de energía eléctrica y gas natural determina un impacto limitado en el esquema de tarifas y subsidios internos. A diferencia de 2022, el sistema energético nacional cuenta con una base de producción propia que amortigua las oscilaciones de los precios internacionales para el consumidor final.

    El informe de la consultora que dirige el economista Nicolás Arce, en un escenario de máximos precios internacionales, las proyecciones indican que los usuarios residenciales de ingresos altos percibirían un incremento del 5,1% en las facturas de energía eléctrica. En el servicio de gas natural por red, el ajuste derivado del contexto global se limitaría al 3,6% mensual.

    Los subsidios a la energía en este contexto de crisis global 2026 tendrían un incremento del 8% en relación con 2025. Esta variación mantendría la incidencia del gasto energético sobre el Producto Bruto Interno (PBI) en el orden del 0,6%, una cifra significativamente inferior a la verificada durante el ciclo 2022-2023.

    La infraestructura desarrollada en el último cuatrienio permitió que la mayor producción de hidrocarburos no convencionales se traduzca en una posición de fortaleza externa. El crecimiento de la capacidad de transporte desde las cuencas productivas hacia los centros de consumo y terminales de exportación es el factor que explica la desvinculación parcial del costo local frente al shock externo.

    Los datos de la balanza comercial confirman que la Argentina pasó de ser un importador neto de energía en contextos de crisis a un exportador con saldos crecientes. La reducción del 77% en el volumen conjunto importado de gas natural y GNL entre 2022 y 2025 constituye el eje de la sostenibilidad macroeconómica del sector ante la inestabilidad en Medio Oriente.

    La transición hacia una balanza comercial superavitaria se consolidó en el último trimestre de 2025. La capacidad de respuesta del sector energético ante el aumento de precios en 2026 demuestra que la producción doméstica logró cubrir la brecha que, hace cuatro años, requirió un auxilio financiero del Tesoro Nacional superior a los u$s 4.000 millones para el comercio exterior.

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  • Vaca Muerta: nuevo récord histórico de fracturas en marzo, la mayor cantidad en la historia del shale

    Vaca Muerta: nuevo récord histórico de fracturas en marzo, la mayor cantidad en la historia del shale

    En marzo de 2026, Vaca Muerta alcanzó un hito histórico al registrar 2.616 etapas de fractura, la mayor cantidad jamás registrada en un solo mes.

    Esta cifra, según explico Luciano Fucello, presidente de la Fundación Contactos Energéticos,  supera el récord anterior de 2.588 etapas, logrado en mayo de 2025, consolidando el crecimiento explosivo de la producción de shale en la provincia de Neuquén.

    Las operaciones de fracking continúan mostrando su fuerza, incluso a pesar de un leve retroceso en febrero, cuando se registraron 2.371 etapas, un descenso del 1,25% respecto al mes anterior.

    La cifra de marzo no solo marca un récord mensual, sino que refuerza la tendencia de crecimiento sostenido en la producción de hidrocarburos no convencionales, cuyo ritmo se ha mantenido por encima de las 2.300 etapas de fractura mensuales durante los primeros meses del 2026, un umbral que ya se considera un nuevo piso operativo en Vaca Muerta.

    El notable aumento de las etapas de fractura es resultado de una serie de proyectos estratégicos que siguen apostando al crecimiento y la expansión de la cuenca de Vaca Muerta.

    Las operadoras, incluidas YPF, Vista, Shell y Tecpetrol, han impulsado intensamente sus inversiones, particularmente en proyectos de infraestructura vial y nuevas perforaciones. Esto ha permitido a las operadoras superar los desafíos logísticos y técnicos, acelerando la producción en un contexto de fuerte competencia en el mercado global.

    El fideicomiso público-privado que se está creando en Neuquén también está jugando un papel crucial en el fortalecimiento de la infraestructura necesaria para apoyar el crecimiento continuo de Vaca Muerta.

    Con la colaboración de las operadoras petroleras y el gobierno provincial, proyectos como la pavimentación de rutas clave y la expansión de la infraestructura energética están allanando el camino para un crecimiento sostenido.

    El fracking en modo récord

    De cara al futuro, las perspectivas para el fracking en Neuquén son importantes en términos de actividad.

    En marzo, se consolidó un arranque de año histórico con una producción estable por encima de las 2.300 etapas, lo que demuestra la consolidación del sector. El desafío para las operadoras y el gobierno será no solo mantener este ritmo, sino también optimizar los costos y la logística, áreas clave para el éxito a largo plazo.

    En cuanto a la producción de petróleo y gas, se espera que Vaca Muerta siga consolidándose como uno de los principales motores de la economía argentina.

    En marzo, las operadoras que lideraron el ranking de etapas de fractura en Vaca Muerta fueron: YPF (1.116 etapas); Vista (281 etapas) Pluspetrol (224 etapas); Pampa Energía (209 etapas); Pluspetrol (207 etapas); Shell (156 etapas); PAE (160 etapas); Tecpetrol (138 etapas) , y Phoenix (98 etapas) .

    Por otro lado, las empresas de servicios de fractura también desempeñaron un papel clave en este crecimiento. El ranking de servicios de fractura es el siguiente: Halliburton (1.147 etapas);  SLB (600); Calfrac (382); Tenaris (263) y SPI (224)

    Este aumento del fracking ocurre en medio de un aumento en la producción de petróleo en la provincia del Neuquén que alcanzó en febrero de 2026 los 603.793 barriles diarios, lo que representa una leve disminución del 1,13% en comparación con enero.

    No obstante, en términos interanuales, se registró un incremento del 30,36% respecto al mismo mes de 2025. En el acumulado del primer bimestre, la producción creció un 31,23% frente a igual período del año pasado.

    La variación mensual se explica principalmente por la baja en áreas como Loma Campana, La Angostura Sur I, La Amarga Chica, Rincón de Aranda y Bajo del Toro Norte.

    En cuanto al gas, la producción fue de 97,79 millones de metros cúbicos diarios, con un aumento del 7,14% respecto a enero y una suba interanual del 0,18%. Sin embargo, el acumulado de enero y febrero presenta una leve caída del 0,55% en comparación con el mismo período de 2025.

    El segmento no convencional continúa siendo predominante en la matriz productiva. En febrero, representó el 96,92% de la producción de petróleo, con 585.182 barriles diarios, y el 90,01% en gas, con 88,02 millones de metros cúbicos diarios.

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  • VMOS completó el montaje del techo del primer tanque en Punta Colorada y suma un hito clave para la terminal exportadora

    VMOS completó el montaje del techo del primer tanque en Punta Colorada y suma un hito clave para la terminal exportadora

    La construcción de la terminal de Punta Colorada alcanzó un nuevo hito con el montaje del techo del primer tanque de almacenamiento, identificado como TK404, una pieza central dentro del desarrollo de Vaca Muerta Oil Sur (VMOS). La maniobra, realizada el miércoles de esta semana, marca un avance relevante dentro del cronograma de una obra estratégica para ampliar la capacidad de evacuación y exportación del petróleo producido en la cuenca neuquina.

    El tanque forma parte del sistema de almacenamiento que tendrá la terminal rionegrina, concebida como uno de los nodos logísticos más importantes para el próximo salto exportador del shale oil argentino. Cada una de estas estructuras contará con una capacidad de 120.000 metros cúbicos, además de dimensiones que reflejan la magnitud del proyecto: 82 metros de diámetro y 35 metros de altura.

    Se trata de equipos diseñados con tecnología específica para operar de manera segura en un entorno costero, una condición técnica clave para una terminal que buscará despachar crudo desde la costa atlántica. En ese marco, el montaje del techo del primer tanque no solo representa un avance constructivo, sino también la consolidación de una infraestructura pensada para responder a exigencias operativas de gran escala.

    El complejo exportador en la costa de Río Negro.

     

    El desarrollo de VMOS se produce en un contexto de fuerte expansión de la producción de petróleo en Vaca Muerta. Esa tendencia fue reforzada recientemente por el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, quien en el marco del CERAWeek planteó que la Argentina podría superar en 2026 el umbral de un millón de barriles diarios de producción. Bajo esa proyección, la disponibilidad de capacidad de transporte, almacenamiento y despacho aparece como una condición indispensable para transformar crecimiento productivo en mayores exportaciones.

    En ese esquema, la terminal de Punta Colorada ocupa un lugar central. La infraestructura permitirá canalizar volúmenes crecientes de crudo hacia mercados externos y dotar al sistema de una salida adicional sobre el Atlántico, en línea con la necesidad de acompañar la evolución del shale argentino con obras de superficie y logística de gran porte.

    El techo del primer tanque TK404 ya colocado.

     

    Los datos de ingeniería detrás de cada tanque muestran la escala del desafío. La construcción de cada unidad demanda alrededor de 1.500 toneladas de acero y más de un millón de pulgadas de soldadura, un volumen que da cuenta del nivel de exigencia industrial que implica levantar este tipo de instalaciones.

    En el caso del techo del TK404, se trata de una estructura construida íntegramente en aluminio, con un peso total de 57 toneladas. Para completar su montaje se utilizaron cerca de 30.000 bulones, mientras que en la maniobra de colocación participaron 60 trabajadores, de los cuales 35 recibieron entrenamiento específico para intervenir en este tipo de tareas dentro del proyecto.

    Más allá del dato puntual, el avance confirma que VMOS sigue sumando hitos visibles en uno de los frentes de obra más observados por la industria energética. La combinación entre escala, especialización técnica y tiempos de ejecución convierte a la terminal en una pieza decisiva para el futuro del petróleo argentino.

    Con la producción de Vaca Muerta en ascenso y con las exportaciones como eje de la próxima etapa del sector, obras como Punta Colorada empiezan a adquirir una dimensión estructural. El desafío ya no pasa solo por extraer más barriles, sino por asegurar la infraestructura necesaria para almacenarlos, transportarlos y colocarlos en el mercado internacional. En ese tablero, cada avance constructivo del VMOS acerca un poco más la posibilidad de convertir el potencial geológico en una plataforma exportadora sostenida.

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  • Phoenix Global Resources financia el primer cuartel de Bomberos en San Patricio del Chañar

    Phoenix Global Resources financia el primer cuartel de Bomberos en San Patricio del Chañar

    Phoenix Global Resources anunció una inversión de $125 millones para la construcción del primer cuartel de Bomberos Voluntarios en San Patricio del Chañar. La nueva infraestructura de 240 m² mejorará la capacidad operativa del cuerpo de bomberos y optimizará la respuesta ante emergencias en la comunidad.

    La inversión forma parte de un acuerdo de donación firmado con la Asociación de Bomberos Voluntarios, que permitirá la edificación de un moderno cuartel de 240 m², con un plazo de ejecución de cinco meses desde la recepción de los fondos.

    El acuerdo fue formalizado por el Gobernador de la Provincia del Neuquén, Rolando Figueroa; Pablo Bizzotto, CEO de Phoenix Global Resources; y Miguel Moreno, presidente de la Comisión Directiva de la Asociación de Bomberos Voluntarios del Chañar.

    La nueva infraestructura será fundamental para mejorar las condiciones laborales del cuerpo de bomberos, permitiéndoles contar con instalaciones propias, mejor equipadas y más funcionales. Esto, a su vez, optimizará la capacidad de respuesta ante emergencias en la localidad, incrementando la seguridad para todos los habitantes de la región.

    Este proyecto se suma a otras acciones previas de Phoenix Global Resources para fortalecer la labor de los Bomberos Voluntarios del Chañar, como la provisión de equipamiento especializado, la realización de capacitaciones y la reciente entrega de un camión autobomba para intervenciones industriales, químicas y de tránsito.

    Con esta inversión, la compañía ratifica su compromiso con el bienestar de la comunidad, apostando a mejorar la infraestructura local y garantizar una respuesta más eficiente ante situaciones de emergencia.

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  • Widergy lideró la transformación digital con Inteligencia Artificial en el Congreso de AIGLP

    Widergy lideró la transformación digital con Inteligencia Artificial en el Congreso de AIGLP

    En el marco del Congreso de AIGLP, el mayor encuentro iberoamericano de la industria de Gas Licuado de Petróleo (GLP), Widergy, la startup argentina líder en la digitalización de empresas de servicios públicos, presentó sus soluciones basadas en Inteligencia Artificial para transformar la gestión y la experiencia del cliente. Con una destacada participación institucional, la compañía exhibió su visión One-Stop Shop, que integra software e Internet de las Cosas para digitalizar el ciclo completo del cliente.

    Durante el evento, Widergy expuso cómo su tecnología permite a las organizaciones enfrentar un mercado energético cada vez más competitivo y desregulado mediante una experiencia del cliente 360°. Esta transformación se materializó a través de sus Agentes de IA Multicanal, que automatizan de forma fluida la toma de pedidos y pagos online en canales como WhatsApp y redes sociales, orquestando de forma nativa con un Customer Hub de última generación.

    Esta plataforma de atención ofrece a los contact centers un Copilot AI para asistir a los agentes humanos en tiempo real, permitiendo una gestión integral de venta y posventa basada en un historial completo de clientes y pedidos. Complementando este ecosistema, la compañía potencia la autogestión mediante un Portal y App para clientes, donde los usuarios pueden realizar pedidos, seguir entregas en tiempo real, visualizar consumos por medidor y acceder a beneficios de fidelización de manera autónoma.

    “En un mercado cada vez más exigente, la digitalización de la última milla no es un lujo, sino el motor de la rentabilidad. Con nuestro ecosistema, buscamos que las utilities dejen de ser solo proveedores de servicios para convertirse en aliados tecnológicos de sus usuarios, automatizando procesos críticos con IA para ofrecer una respuesta inmediata, eficiente y humana en cada punto de contacto”, sostiene Gustavo Casaforte, CEO & Founder de Widergy.

    Con un equipo de 100 especialistas y operaciones en ocho mercados regionales —incluyendo Argentina, Brasil, Chile, Colombia, El Salvador, Guatemala, Perú y Panamá—, la compañía reafirmó su capacidad para guiar la transición digital de las utilities con tecnología diseñada específicamente para el lenguaje del sector energético. Este sólido posicionamiento en eventos de vanguardia se vio respaldado por sus credenciales de seguridad y calidad, contando con certificaciones internacionales como ISO 9001, ISO 27001 y SOC 2, además de su alianza como AWS Partner y Meta Business Partner.

    La importante presencia de marca de Widergy en el Congreso de AIGLP validó que la optimización tecnológica en la última milla actúa como un driver crítico para la rentabilidad, demostrando que la digitalización y la mejora en la experiencia del cliente generan un impacto positivo inmediato en los resultados de las compañías de la región. Actualmente, Widergy se encuentra en una fase de constante expansión estratégica, con una clara proyección de arribar a nuevos mercados internacionales para continuar liderando la modernización del ecosistema energético global.

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  • El Instituto Vaca Muerta superó las expectativas de inscripción en su inicio

    El Instituto Vaca Muerta superó las expectativas de inscripción en su inicio

    El arranque del Instituto Vaca Muerta dejó un dato contundente: la demanda por formación técnica en petróleo y gas superó ampliamente todas las expectativas.

    Con la primera cohorte ya en marcha, el interés por capacitarse —y también por enseñar— expone el atractivo que genera Vaca Muerta como uno de los polos productivos más dinámicos del país.

    Según detalló el director general, Gustavo Livoreiro, más de 33 mil personas ingresaron al sitio web del instituto para informarse, de las cuales 17 mil completaron su inscripción para cursar. En paralelo, se recibieron 6.200 currículums de profesionales interesados en integrar el cuerpo docente.

    “Nos sorprendió gratamente la interacción con la sociedad”, señaló Livoreiro, quien destacó que el fenómeno refleja una demanda concreta de empleo vinculada al crecimiento de la industria energética.

    El perfil de los aspirantes es diverso, aunque predominan jóvenes de entre 20 y 35 años. También se registran personas con experiencia previa en el sector y otras sin vínculo con la actividad, pero con un objetivo común: acceder a nuevas oportunidades laborales.

    La convocatoria tuvo alcance federal. Si bien el 55% de los inscriptos proviene de Neuquén, también hay una fuerte presencia de Río Negro (21,99%) y Buenos Aires, además de postulantes de provincias como Córdoba, Mendoza, Salta y Chubut. Incluso, muchos evalúan mudarse para realizar la capacitación.

    El Instituto funciona en el Polo Científico Tecnológico y cuenta con equipamiento de última generación, incluyendo simuladores de perforación y operación similares a los utilizados en campo. “Esto permite formar con estándares reales de la industria, tanto en seguridad como en operación”, explicó Livoreiro.

    Actualmente, 672 estudiantes iniciaron su formación en seis cursos clave: Seguridad Operativa en Yacimientos, Operador de Perforación, Operador de Fractura Hidráulica e Instrumentación Industrial, entre otros. Los programas tienen una duración aproximada de cuatro meses y combinan teoría con prácticas intensivas.

    El objetivo es claro: generar mano de obra calificada que pueda incorporarse rápidamente a un sector en expansión. Se estima que el instituto formará entre 2.000 y 3.000 egresados por año, con certificación oficial.

    El proyecto cuenta además con el respaldo de más de 20 empresas del sector energético, que participan en el diseño de contenidos y aportan experiencia técnica. La articulación entre formación y demanda laboral aparece así como una de las claves para sostener el crecimiento de Vaca Muerta.

    En un contexto donde la energía se consolida como motor económico, el boom de inscriptos confirma que la expectativa de empleo ya no es una promesa, sino una realidad en construcción.

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  • La energía hidroeléctrica explica más de la mitad de la generación regional

    La energía hidroeléctrica explica más de la mitad de la generación regional

    La hidroelectricidad volvió a confirmar su papel central en América Latina y el Caribe: no solo domina la matriz energética, sino que también fue el principal motor del crecimiento de la generación eléctrica en la región durante 2025.

    Según el último reporte de la Organización Latinoamericana de Energía (OLACDE), la generación eléctrica alcanzó los 158 TWh, con un aumento interanual del 3,3%. Detrás de ese crecimiento aparece un factor determinante: el fuerte repunte de la hidroelectricidad, que aportó 23,5 TWh adicionales y explicó la mayor parte de la expansión.

    El peso estructural de esta fuente es contundente. Más del 53,7% de la electricidad regional provino de centrales hidroeléctricas, consolidando a la región como una de las más dependientes de este recurso a nivel global. En paralelo, la matriz mantuvo un alto perfil renovable, con un índice del 72%, muy por encima de otras regiones.

    El desempeño hidroeléctrico estuvo directamente vinculado a condiciones climáticas favorables. Las lluvias por encima de lo normal en gran parte de Sudamérica mejoraron los niveles de los embalses y permitieron aumentar la generación, reduciendo al mismo tiempo la necesidad de recurrir a fuentes térmicas.

    Ese efecto se reflejó con claridad en el uso de combustibles fósiles. La generación a gas natural cayó en 10,5 TWh interanual, alcanzando uno de los niveles más bajos del año, desplazada por el mayor aporte de energía hidráulica. En menor medida, los derivados del petróleo compensaron parte de esa caída, mientras que el carbón se mantuvo estable.

    Sin embargo, el informe también advierte sobre una dinámica menos favorable en otras renovables. Tanto la energía eólica como la solar registraron caídas en octubre, afectadas por perturbaciones climáticas en el Caribe y mayor nubosidad en regiones clave como Brasil. Esto refuerza el rol dominante —y difícil de reemplazar— de la hidroelectricidad en el corto plazo.

    La comparación con años anteriores muestra hasta qué punto el clima condiciona la matriz energética. En 2023, el fenómeno de El Niño redujo la disponibilidad de agua y obligó a aumentar la generación térmica. En 2024, las olas de calor y eventos extremos también alteraron el equilibrio. En cambio, 2025 mostró el escenario opuesto: abundancia hídrica y fuerte expansión de la generación hidroeléctrica.

    A nivel país, varios sistemas eléctricos superan ampliamente el promedio regional de renovabilidad. Casos como Costa Rica, Paraguay y Uruguay, con matrices 100% renovables, reflejan el potencial del modelo, mientras que economías más grandes como Brasil o Colombia también mantienen altos niveles de generación limpia.

    El dato de fondo es claro: América Latina cuenta con una matriz eléctrica mayoritariamente renovable gracias al peso de la hidroelectricidad. Pero esa fortaleza también implica un desafío. La fuerte dependencia del recurso hídrico expone al sistema a la variabilidad climática, lo que obliga a avanzar en diversificación y en el desarrollo de otras fuentes renovables.

    Por ahora, el equilibrio se sostiene sobre el agua. Y cuando las condiciones acompañan, como en 2025, la hidroelectricidad no solo abastece la demanda: también define el rumbo energético de toda la región.

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  • Phoenix prepara una inversión de U$S 6.000 millones y busca ingresar al RIGI

    Phoenix prepara una inversión de U$S 6.000 millones y busca ingresar al RIGI

    La petrolera Phoenix Global Resources se prepara para anunciar una inversión de U$S 6.000 millones en Vaca Muerta y solicitar su ingreso al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), en el marco del impulso oficial para atraer capitales al sector energético.

    La compañía, controlada por el grupo internacional Mercuria Energy Group, proyecta expandir sus operaciones en el lado oriental del yacimiento no convencional y avanzar en la adquisición de nuevos activos dentro de la cuenca neuquina, según adelantó su CEO, Pablo Bizzotto.

    La iniciativa forma parte de una estrategia de crecimiento a varios años que incluirá nuevas perforaciones y podría sumar equipos adicionales de operación, según la información revelada por la agencia Bloomberg.

    El plan se apoya en los beneficios del RIGI, el esquema impulsado por el Gobierno para promover grandes inversiones con ventajas fiscales y mayor estabilidad regulatoria. Según la empresa, este régimen mejora la rentabilidad de los proyectos y brinda previsibilidad en un sector históricamente afectado por cambios en las reglas de juego.

    Phoenix ya desembolsó cerca de U$S 1.000 millones desde la entrada en vigencia del régimen en 2024 y busca consolidar su posicionamiento en Vaca Muerta, uno de los principales reservorios de shale a nivel global.

    El contexto también juega a favor. La suba del precio internacional del petróleo —en medio de tensiones geopolíticas— y el crecimiento sostenido de la producción local refuerzan el atractivo del yacimiento. Argentina ya alcanza niveles cercanos a los 900.000 barriles diarios, con una porción creciente destinada a exportaciones.

    En paralelo, otras compañías del sector también avanzan con proyectos de gran escala, en un escenario marcado por la expansión de la infraestructura de transporte, como nuevos oleoductos que permitirán aumentar los envíos al exterior.

    El avance de estas inversiones refleja un cambio en el clima de negocios del sector energético, donde las empresas destacan la mayor alineación entre precios locales e internacionales y la menor intervención estatal en el mercado.

    En este escenario, la apuesta de Phoenix, y de su controlante Mercuria, que mantiene una participación cercana al 90%, busca capitalizar el potencial de Vaca Muerta y posicionarse en un mercado global con demanda creciente de energía.

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