Los Azules alertó que una resolución del ENRE podría afectar su acceso a energía

Andes Corporación Minera S.A., titular del Proyecto Minero Los Azules, participó de la audiencia pública convocada por el Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) en el marco de la Resolución 79/2026, para exponer su oposición fundada a la asignación de prioridad de capacidad de transporte solicitada por Vicuña Argentina S.A. en la línea de 500 kV Nueva San Juan–Rodeo.

La compañía explicó que Los Azules no es un proyecto en etapa conceptual, sino que cuenta con estudios eléctricos presentados ante TRANSENER, habilitación firme como agente del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) emitida por la Secretaría de Energía, y un cronograma de inversión aprobado por el propio Estado Nacional. En ese contexto, la resolución afecta directamente su acceso a la capacidad de transporte en el corredor troncal que requiere para su puesta en marcha.

Con argumentos técnicos y jurídicos, Miguel Gil, gerente de Ingeniería de Los Azules, señaló que “asignar el noventa por ciento de un setenta y uno por ciento de un número que no fue auditado, bajo una hipótesis que la propia CAMMESA reconoce como simplificada, y por veinticinco años, no es regulación. Es transferir un activo público a un privado sin fundamento técnico verificable”.

Asimismo, durante la audiencia se identificó tres quiebres sucesivos en la estructura motivacional del acto administrativo: el informe técnico del Área de Análisis Regulatorio del ENRE no realizó un análisis independiente, sino que reprodujo lo informado por CAMMESA; el Dictamen Jurídico se autoexcluyó de ponderar cuestiones técnicas o fácticas; y el propio artículo 12 de la resolución aplicó un estándar técnico riguroso para excluir el grupo transformador de la Estación Rodeo —por la naturaleza de su carga— mientras que sobre el tramo troncal en 500 kV empleó criterios notoriamente más laxos.

Los Azules es uno de los depósitos de cobre más grandes del mundo.

El pedido de Los Azules

En ese marco, Los Azules solicitó al ENRE que ejerza las facultades revocatorias previstas en el artículo 17 de la Ley Nacional de Procedimientos Administrativos N° 19.549 y revise el artículo 9 de la Resolución 79/2026 antes de que el expediente derive en una instancia judicial. La compañía espera que, con la audiencia pública, el ente regulador tenga la oportunidad concreta de corregir el acto y preservar la coherencia del sistema regulatorio.

Nuestra oposición no busca obstaculizar el desarrollo de ningún emprendimiento. Por el contrario, promovemos un esquema técnico, proporcional y multiusuario que permita compatibilizar los distintos proyectos, asignando capacidad en función de demanda real, liberando capacidad no utilizada y estableciendo revisiones periódicas. La planificación eléctrica debe sustentarse en fundamentos técnicos plenamente transparentes, con trazabilidad de modelos, supuestos y escenarios regionales.

Defender el acceso abierto y la utilización equitativa de infraestructura estratégica no es una disputa empresarial. Es una cuestión de previsibilidad regulatoria, de respeto por los recursos públicos invertidos y de protección del desarrollo productivo futuro de San Juan. Los Azules continuará impulsando, por las vías institucionales correspondientes, una solución equilibrada que garantice competencia, transparencia y crecimiento sostenible para toda la provincia.

YPF Luz duplicó sus ganancias en solo un año

YPF Luz presentó sus balances financieros del primer trimestre de 2026 mostrando un salto exponencial en su facturación operativa. La compañía alcanzó ingresos por ventas de 306.423 millones de pesos, cifra que representó un incremento del 93,2% interanual.

El desempeño financiero del holding energético estuvo traccionado por la expansión de su capacidad instalada, que llegó a los 3.660 MW. La ganancia neta del periodo se situó en 93.759 millones de pesos, duplicando los valores obtenidos el año previo. Así, la empresa demostró una notable resiliencia operativa ante la volatilidad cambiaria de la moneda local.

Los analistas del sector destacaron que el crecimiento operativo se sustentó en la puesta en marcha de nuevos activos de generación. “La habilitación de proyectos renovables y térmicos permitió capturar mejores precios en el sistema”, señaló el informe de resultados.

Martín Mandarano analizó la situación del mercado eléctrico.

El motor de la generación térmica

El segmento de generación térmica aportó la mayor parte de los ingresos totales, sumando 247.739 millones de pesos en el trimestre. Este incremento respondió directamente a las ventas en el mercado spot, que ascendieron a 140.907 millones. La normativa impulsada por la Resolución SE 400/2025 fue clave para este repunte de facturación.

Las ventas bajo contrato de potencia y energía también mostraron una evolución positiva, alcanzando los 106.650 millones de pesos. La compañía reportó que sus principales clientes, como CAMMESA, demandaron mayores volúmenes de despacho de energía. Esto permitió optimizar el uso de las centrales de ciclo combinado ubicadas en Tucumán y Buenos Aires.

El informe técnico oficial subrayó que los costos de producción se mantuvieron controlados pese a la presión inflacionaria del periodo. La eficiencia operativa permitió que la ganancia bruta creciera un 55%, situándose en 130.943 millones de pesos. Este margen operativo fortaleció significativamente la posición de liquidez de la organización energética.

YPF Luz rescató deuda.

Reducción de pasivos financieros

El área de energía renovable facturó 58.684 millones de pesos, impulsada por la entrada en operación de parques solares y eólicos. La habilitación comercial del Parque Eólico CASA y la expansión de El Quemado sumaron potencia clave al sistema. Estos activos diversificaron la oferta de energía limpia disponible para los grandes usuarios industriales.

En materia crediticia, la empresa logró reducir su deuda por préstamos, que cerró marzo en 1,33 billones de pesos. La gestión financiera priorizó la cancelación de obligaciones negociables y diversos pasivos bancarios de corto plazo. Este desapalancamiento mejoró sustancialmente los ratios de solvencia frente a inversores locales y agencias internacionales.

Las operaciones con partes relacionadas, fundamentalmente con YPF S.A., representaron ingresos por 44.541 millones de pesos durante este ejercicio. El flujo neto de efectivo generado por las actividades operativas fue de 143.667 millones. Dichos fondos se reinvirtieron en bienes de uso para garantizar la continuidad del ambicioso plan de expansión.

Nuevos horizontes logísticos

YPF Luz mantuvo en construcción otros 195 MW de potencia, distribuidos entre tecnología solar y térmica para el mercado. El proyecto Bess ALMA-SUR destacó como una de las apuestas tecnológicas más innovadoras para el cierre del presente año. La gerencia confirmó que estas obras aseguraron la capacidad de generación futura de la compañía.

Recientemente, la firma obtuvo la adjudicación de capacidad firme en el Gasoducto Perito Moreno y TGS para el transporte de gas. Esta operación estratégica aseguró el suministro de combustible para sus centrales térmicas durante los próximos 35 años. La inversión inicial de 51,8 millones de dólares ratificó el compromiso con la infraestructura energética.

Asimismo, la asamblea de accionistas aprobó la constitución de reservas para la distribución de dividendos por 58.590 millones de pesos. Los estados contables evidenciaron una solidez patrimonial robusta, alcanzando un patrimonio total de 1,83 billones de pesos. La compañía se posicionó como un jugador vital para la transición energética en Argentina.

Transporte de gas: Nación reorganiza contratos para adaptarlos al peso de Vaca Muerta

El Gobierno nacional dispuso modificaciones en el sistema de transporte de gas natural a través de la Resolución 66/2026, con el objetivo de adecuar los contratos y rutas a la actual distribución de la producción en el país.

El esquema vigente había sido diseñado en un contexto en el que las cuencas Norte y Austral concentraban una parte significativa de la oferta de gas. Sin embargo, la declinación estructural de esas regiones derivó en contratos y rutas firmes asociados a volúmenes que actualmente no están disponibles.

Esta situación generó, según se explicó en la normativa, casos de capacidad contratada que no podía utilizarse y trayectos técnicamente inactivos dentro del sistema. También se registraron mayores costos de abastecimiento para algunas regiones, particularmente en el Litoral y el centro del país, además de dificultades en la asignación eficiente de la capacidad de transporte.

En paralelo, la producción de gas natural en Argentina se ha concentrado en los últimos años en la Cuenca Neuquina, impulsada principalmente por el desarrollo de recursos no convencionales en Vaca Muerta. En ese contexto, la reorganización busca alinear el sistema de transporte con la actual localización de la oferta.

El nuevo esquema ajusta los contratos para que reflejen la disponibilidad efectiva de gas por cuenca. De acuerdo con lo establecido, las distribuidoras contarán con rutas de transporte asociadas a cuencas con producción vigente —en la mayoría de los casos, la Cuenca Neuquina— con el objetivo de asegurar el abastecimiento de la demanda prioritaria y, posteriormente, del resto de la demanda ininterrumpible.

La normativa también aclara que los contratos de los cargadores directos con las empresas transportistas no serán modificados dentro de este proceso de reorganización.

En paralelo, la resolución establece que Energía Argentina Sociedad Anónima (ENARSA) y la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico Sociedad Anónima (CAMMESA) suspendan los contratos de transporte firme asociados al esquema anterior. El objetivo es optimizar el uso de la capacidad existente dentro del sistema, especialmente en el Gasoducto Perito Moreno.

Como parte del proceso de adecuación regulatoria, el Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS) convocará además a una consulta pública para evaluar la implementación de los cambios y avanzar en la aprobación de los nuevos cuadros tarifarios vinculados al sistema.

De acuerdo con el planteo oficial, la reorganización busca mejorar el funcionamiento del sistema de transporte de gas mediante la eliminación de rutas que actualmente no pueden utilizarse y la corrección de desajustes derivados del esquema anterior.

La medida se inscribe en un proceso más amplio de actualización del sistema gasífero, con el objetivo de adaptarlo a la actual estructura productiva del sector y a la evolución de la oferta de gas natural en Argentina.

Energía limpia récord: El Quemado duplica la apuesta de YPF Luz

YPF Luz puso en marcha los primeros 100MW del Parque Solar El Quemado en Mendoza, el proyecto fotovoltaico más grande del país y el séptimo desarrollo renovable de la compañía. Con esta habilitación, YPF Luz duplica su capacidad instalada de energía solar, que ahora alcanza los 200 MW, consolidando un avance decisivo en la expansión de la generación renovable en Argentina, y alcanza una capacidad instalada total de 3,5MW.

A partir de las cero horas de hoy, el Parque Solar El Quemado recibió la habilitación comercial de CAMMESA para operar los primeros 100 MW. Esto indica que el parque ya está operativo e inyectará la energía generada al SADI (Sistema Argentino de Interconexión).

El parque alcanzará una capacidad instalada total de 305 MW, que se incorporarán de manera escalonada hasta completar su puesta en marcha en el primer semestre de 2026. Con una inversión aproximada de USD 210 millones, el proyecto ya supera el 80% de avance en su construcción.

Este hito en la construcción llega después de superar con éxito todas las pruebas correspondientes, previas a la habilitación comercial. A principios de diciembre, se realizó la energización del parque, es decir, la conexión de la nueva estación transformadora El Quemado al SADI. Esta vinculación a la red inició la fase de comisionado, en conjunto a una serie de pruebas funcionales que fueron la antesala a la puesta en servicio y generación de energía.

“La puesta en marcha de esta primera etapa del Parque Solar El Quemado refleja nuestro compromiso con el desarrollo de la matriz energética del país. Cerramos el año cumpliendo con este gran hito, que abastecerá de energía renovable a las diferentes industrias argentinas. Este paso nos motiva a ir por más y a seguir desafiándonos en 2026 para acompañar el desarrollo de la industria argentina”, expresó Martín Mandarano, CEO de YPF Luz.

Características Técnicas de El Quemado

  • Ubicación: departamento de Las Heras, a 53 km de la ciudad de Mendoza.
  • Factor de capacidad estimado: 31,4%.
  • Potencia instalada: 305 MW.
  • Inversión: USD 210 millones aprox.
  • 511.000 paneles fotovoltaicos bifaciales.
  • Plazo total de construcción: 18 meses. La obra inició en enero de 2025.
  • Empleo en etapa de obra: más de 400 personas en el pico de obra.
  • 87% empleos locales en etapa de obra.
  • Superficie: más de 600 hectáreas.
  • Interconexión: se conecta al Sistema Argentino de Transporte Eléctrico (SADI) a través de una nueva estación transformadora de 220/33kV.
  • Beneficio energético: generará energía equivalente al consumo de más de 233.000 hogares argentinos, es decir, suficiente para cubrir la demanda de todos los hogares de la Ciudad de Mendoza, y de los departamentos de Las Heras y Levalle.

Menos subsidios, más inversión: las claves del plan energético

En el Energy Day organizado por EconoJournal, Daniel González, secretario de Coordinación de Energía y Minería de la Nación, trazó un balance del año y delineó las claves de política energética para 2026. Según el funcionario, el Gobierno avanzó “de manera decisiva en la normalización del sistema energético argentino”, un proceso que combina reducción de los subsidios, desregulación y mayor participación privada.

Recordó que, al asumir, los subsidios energéticos representaban el 1,5% del PBI. “Con el esquema actual y las proyecciones del Presupuesto 2026 los reducimos a 0,5%”, indicó, para luego remarcar que el recorte “no es solo un ajuste fiscal”, sino parte de un proceso más amplio destinado a “ordenar el sector, bajar costos sistémicos e incentivar la inversión privada”.

González sostuvo que la reinstalación de la ecuación económica del sector fue determinante. “Revisamos tarifas que brindan previsibilidad y capacidad de financiamiento. Desregulamos progresivamente el mercado y habilitamos a los generadores a adquirir libremente su propio combustible”, explicó. Según dijo, todas estas señales ya se reflejan en el interés privado a través de “licitaciones hidroeléctricas, proyectos de almacenamiento en AMBA e iniciativas como la de TGS”.

De cara a lo que viene, anticipó un escenario favorable. “Para 2026 espero un año de consolidación: más inversión, más previsibilidad y un sector privado respondiendo a señales claras y estables”, afirmó.

YPF acelera en Vaca Muerta.

“Vaca Muerta recién empieza”: productividad y señales de mercado

Al abordar la agenda de hidrocarburos, González defendió la continuidad de los incentivos para la producción y la reducción de cargas impositivas. “El objetivo es seguir reduciendo impuestos distorsivos sin comprometer la disciplina fiscal”, señaló. En ese marco, recordó la eliminación de retenciones al crudo convencional y reconoció que, aunque “el impuesto sobre el no convencional es malo”, el contexto fiscal actual impide su eliminación.

Asimismo, advirtió que la caída del precio internacional del petróleo puede moderar el ritmo de actividad, aunque no provocar un freno abrupto. “Vaca Muerta tiene un diferencial clave: la productividad de nuestros pozos es dos o tres veces superior a la del Permian, aun con costos e impuestos mayores”, sostuvo.

El cambio estructural, según González, está en el nuevo régimen de precios. “Hoy los precios en Argentina son libres: se vende por paridad de exportación, sin precios artificiales como el ‘barril criollo’. Esta es una señal estructural que mejora la competitividad y la planificación de largo plazo”, remarcó.

El ingreso de Continental Resources a la formación neuquina fue para el funcionario una señal contundente. “Es una de las compañías independientes más relevantes de Estados Unidos. Su ingreso demuestra confianza en la competitividad estructural de la roca”, dijo. Y concluyó: “Vaca Muerta recién empieza: solo el 5% está desarrollado y la oportunidad a futuro es inmensa”.

Transición en el mercado de gas y compras de GNL

González insistió en que el Gobierno mantiene un proceso de salida progresiva del Estado de los mercados energéticos. “Estamos avanzando en retirar gradualmente a ENARSA del centro del mercado de gas, del mismo modo que estamos haciendo con CAMMESA en electricidad”, explicó.

Recordó que ENARSA se encuentra en un proceso de privatización y que su rol activo “ya no es necesario en un mercado que recuperó solvencia y capacidad de contratación”. Sobre el Plan Gas, afirmó que cumplió una función importante, pero que es tiempo de pasar a un nuevo esquema. “Hoy necesitamos que los productores contraten directamente con privados. Por eso estamos promoviendo esquemas voluntarios para que ese cambio ocurra de forma ordenada”, dijo.

Respecto al abastecimiento de GNL para el invierno, precisó que la prioridad es minimizar la carga fiscal. “Si logramos completar la transición antes del invierno, las compras estarán a cargo de comercializadores privados; si no, ENARSA se hará cargo una vez más”, adelantó. De todos modos, confió en que la competencia será determinante para mejorar precios: “Estoy convencido de que la competencia y la desregulación permitirán obtener precios más bajos”.

“Lo que estamos haciendo es transparentar el costo del sistema”, enfatizó.

Obras eléctricas y el salto del RIGI

González también detalló el avance en infraestructura eléctrica. Explicó que el Gobierno está terminando el diseño de la licitación para la expansión del sistema de transmisión AMBA I, que será ejecutada por el sector privado por primera vez en la historia. “Queremos garantizar un modelo robusto, atractivo y sin margen de error, porque al adjudicar la primera obra debemos lanzar inmediatamente las siguientes”, afirmó. Aunque esperaba publicarla antes de fin de año, dijo que se priorizó “que el diseño sea impecable”.

En cuanto al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI), sostuvo que el programa atraviesa un momento de fuerte dinamismo. “El RIGI está siendo extraordinariamente exitoso. Hoy contamos con más de 27 proyectos presentados, mitad de energía y mitad de minería, y varios más en carpeta”, detalló.

Si bien todavía no se evaluó formalmente su extensión, González señaló que la decisión debería tomarse este verano. Su postura es clara: “Mi recomendación personal será prolongarlo, porque refleja el modelo económico al que aspiramos: sin retenciones, con impuestos más bajos y procedimientos ágiles”.

La factura oculta de OpenAI: cuánto costará la energía del boom de datos en la Patagonia

La interrupción en un data center es el mayor temor de las grandes tecnológicas que están invirtiendo miles de millones de dólares en inteligencia artificial para, entre otras cosas, fortalecer el cuidado de los datos. Para que una IA generativa pueda operar eficientemente tiene que recurrir no solo a una alta capacidad de procesamiento sino también a una base de datos que sirva como entrenamiento del modelo. Y para todo esto se necesitan data centers.

En ese sentido, la noticia de que OpenAI invertirá 25.000 millones de dólares para construir un data center en la Patagonia, más allá del potencial que significa para el país, pone de relieve un largo debate entre las big tech sobre cómo conseguir un almacenamiento masivo de datos con altos estándares de seguridad y cómo lograr la garantía de un abastecimiento energético adecuado para tal consumo, entre otros desafíos.

Según datos de Uptime Institute, el 54% de las interrupciones en centros de datos cuestan más de US$100.000, y el 20% supera el millón de dólares. “En un mundo donde la IA depende de la continuidad, la seguridad va mucho más allá de proteger los datos de un ciberataque sino de asegurar la no interrupción del suministro”, comenta Daniel Fiorda, Director de Operaciones de SkyOnline, empresa de data center que se soporta en GPUs Nvidia para procesos de IA.

“Un corte, por breve que sea, no es un simple inconveniente; es una cascada de consecuencias económicas que se miden en miles de dólares por minuto, además del daño reputacional”, agrega Fiorda. Dentro del sector se conoce muy bien que la inactividad se paga muy cara. Más aún en la alta competencia tecnológica. Las empresas de Fortune Global 500 pierden aproximadamente 1.500 millones de dólares cada año por tiempos de inactividad no planificados, según un estudio de Siemens.

¿Cuánta energía necesitará OpenAI?

El data center que la firma de Sam Altman abrirá en la Patagonia tiene proyectado alcanzar 500 MW (megawatts) de potencia, lo que lo ubicaría entre los más grandes del mundo.

Para dimensionar la escala, esto implicaría un consumo anual de 4,38 TWh (teravatio-hora), mientras que el consumo total de electricidad en Argentina en el año 2024 se situó en aproximadamente en 138,8 TWh, según cifras de CAMMESA, la entidad que administra el mercado eléctrico mayorista en el país. Con éstos números, el consumo del data center equivaldría a cerca del 3% del consumo eléctrico total de Argentina.

El proyecto de OpenAI será desarrollado junto a la empresa argentina Sur Energy. Aunque todavía se desconoce quién será el “cloud developer” (profesional que diseña, desarrolla y mantiene aplicaciones y servicios en la nube) que acompañará la inversión, algunos grandes proveedores energéticos como Central Puerto y Genneia aparecen como alternativas.

Fiorda estima que el proyecto podría generar presiones en el sistema, pero que el país tiene mucho potencial de generación, incluso en fuentes renovables. También aclara que el problema excede a Argentina y se trata de una disyuntiva global. Según un informe publicado por The Guardian, la IA demandará para fines de este año 23 gigavatios, el doble de lo que consumen países europeos enteros como Países Bajos, Suiza o Austria.

La fiebre por la IA está redefiniendo el futuro energético porque la infraestructura de datos exige mucha demanda. Las cargas de trabajo que requieren, por ejemplo, las GPUs de Nvidia para el aprendizaje automático, consumen hasta 40 veces más energía que los servidores tradicionales.

¿Una posible salida?

El gobierno de Javier Milei lanzó en diciembre pasado un programa para alimentar con energía nuclear la futura demanda de energía por IA. El programa está a cargo de Demian Reidel, presidente de Nucleoeléctrica Argentina, empresa que opera los tres reactores del país: Atucha I, Atucha II y Embalse. El proyecto oficial baraja la incorporación de reactores nucleares modulares (SMR) para garantizar un suministro escalable y estable, además de vender el 44% de las acciones en licitaciones internacionales.

La apuesta por la energía nuclear es uno de los principales atractivos para abastecer la demanda. Sin embargo, Fiorda explica: “Un reactor nuclear por más chico que fuere requiere tiempo, lo mismo una línea de transmisión, un parque eólico o solar y ni que hablar una represa”. Y agrega: “Todo lo que es energía está sobredemandado y tienen tiempos de entrega mucho más extendidos de lo normal”.

“El mundo está rediseñando por completo los sistemas de refrigeración y las redes eléctricas para abastecer los data centers, por lo que cualquier nueva oportunidad energética podría ser de gran ayuda si logra concretarse en el tiempo”, dice Fiorda esperanzado. Aunque, sin embargo, enciende algunas luces de alerta: “A la par hay que asegurarse la llegada de los equipos de soporte y generadores, sin eso por más que tengas la energía no se puede desarrollar la actividad”.

Tettamanti: “Queremos energía al menor costo posible para impulsar el desarrollo”

La secretaria de Energía de la Nación, María Tettamanti, delineó en dos foros energéticos consecutivos la hoja de ruta de la política energética oficial. En ambos encuentros, planteó una transformación estructural orientada a reducir costos, garantizar la competencia y restablecer un marco regulatorio previsible.

Durante el Renewables & Electricity Day, la funcionaria remarcó que “el fin último de las políticas energéticas es que la Argentina pueda desarrollarse y crecer” y que para lograrlo “se necesita energía al mejor costo posible, tanto para que la industria produzca como para que el usuario consuma”.

Tettamanti destacó la necesidad de diferenciar claramente los segmentos de la cadena productiva. “Los monopolios naturales deben regularse con apego absoluto a la ley, garantizando tarifas justas y sostenibles”, sostuvo. Además, señaló que durante la última década solo en un breve período se respetaron plenamente las normas tarifarias, un escenario que el actual Gobierno no quiere repetir.

En ese marco, remarcó que el sector competitivo debe regirse por las reglas del libre mercado y la gestión privada. “Las inversiones deben responder a incentivos reales y no a decisiones discrecionales”, afirmó.

La secretaria explicó que el esquema energético argentino ya atravesó una etapa de privatización en los años 80, que se revirtió en los últimos años. “Hoy el objetivo es volver a privatizar la gestión, devolver al sector privado su rol de inversor y operador”, enfatizó.

Descentralización y rol de CAMMESA

Otro eje central es redefinir el papel de CAMMESA. Según Tettamanti, la propuesta es que la compañía vuelva a su función original de administrar el despacho eléctrico, mientras que el sector privado contrata libremente la energía. Los grandes usuarios podrán optar entre contratos a término o el mercado spot.

“Queremos que la competencia y el funcionamiento de los mercados aseguren la eficiencia en las decisiones”, dijo.

Asimismo, planteó que la reforma apunta a descentralizar la gestión de combustibles y la contratación de energía. Las distribuidoras seguirán teniendo generación asignada para la demanda residencial, pero deberán pagar precios estacionalizados al valor del spot o salir a contratar directamente.

Tettamanti subrayó que ninguna política pública puede sostenerse sin estabilidad macroeconómica. “El sector energético está altamente dolarizado; las decisiones deben ser consistentes con los lineamientos del Ministerio de Economía”, puntualizó.

También garantizó que el Gobierno mantendrá el respeto a los derechos adquiridos y al Plan Gas. “Respetar el Plan Gas significa respetar contratos, volúmenes y precios”, explicó.

En ese sentido, detalló que los contratos vigentes podrán mantenerse bajo las mismas condiciones, de forma optativa y con plena seguridad jurídica. Además, anunció la descentralización de la compra de combustibles, que dejará de concentrarse exclusivamente en ENARSA.

Lineamientos para el mercado de gas

Al día siguiente, durante el Congreso del Mercado de Gas organizado por ACIGRA, Tettamanti presentó los lineamientos centrales para la reestructuración del sector gasífero. Entre ellos, destacó la unificación de entes reguladores, la regularización tarifaria con mecanismos de actualización continua, la implementación transparente del passthrough de gas y la normalización del mercado mayorista.

También mencionó el reordenamiento del sistema de transporte con contratos firmes y la transferencia de la gestión de compra de gas a las distribuidoras, retirando la intervención directa de ENARSA.

“Para que haya inversión, las industrias necesitan previsibilidad”, afirmó Tettamanti al explicar el proceso de regularización tarifaria. La funcionaria indicó que la Revisión Quinquenal Tarifaria definió niveles en 30 cuotas y un mecanismo de actualización mensual para evitar la pérdida de valor real.

Sobre el passthrough de gas, explicó que ENARGAS estableció un procedimiento claro para que las distribuidoras adquieran el gas que suministran a los usuarios. “Queremos avanzar hacia la privatización de la gestión de compra de gas”, señaló.

Además, enfatizó la necesidad de reorganizar el sistema de transporte. “Si las distribuidoras no saben qué rutas de transporte firme tendrán para su demanda prioritaria, o las industrias desconocen de qué cuencas deben comprar, se vuelve muy difícil descentralizar y liberar el mercado de compra y venta de gas natural”, advirtió.

Hacia un esquema competitivo y estable

Para la secretaria, cada distribuidora debería contratar transporte en rutas que le permitan abastecer a sus usuarios y buscar contratos de suministro a largo plazo. Con ello, se apunta a un esquema en el que la competencia y la eficiencia marquen el ritmo del mercado energético argentino.

Tettamanti insistió en que las reformas tienen como norte un sistema basado en reglas claras, estabilidad macroeconómica y respeto a los contratos. “Queremos energía al menor costo posible para impulsar el desarrollo y garantizar previsibilidad a quienes invierten y consumen”, concluyó.

Martín Mandarano: “El gran desafío será reaprender a competir en un mercado libre”

El proceso de transformación que atraviesa el sistema energético argentino plantea un giro estructural para los grandes actores del sector. Así lo expresó Martín Mandarano, CEO de YPF Luz, durante el Renewables & Electricity Day, organizado por EconoJournal.

El ejecutivo señaló que el nuevo escenario regulatorio implicará desafíos inéditos para los generadores eléctricos, ya que deberán volver a operar en un mercado libre después de más de veinte años bajo esquemas centralizados.

“Un cambio regulatorio como este es mucho más complejo que hacer algo de cero. Hoy hay derechos adquiridos que hay que respetar y, sobre eso, montar un nuevo marco de competencia”, sostuvo.

Un mercado que vuelve a ser mercado

Mandarano recordó que hace más de dos décadas que el sector no opera en un mercado abierto y competitivo. “Hace veinte años que este sector no es un mercado. Los generadores y las distribuidoras tienen que cambiar la forma en que gestionan sus negocios”, afirmó.

El directivo remarcó que, en el segmento renovable, las compañías sí adquirieron experiencia comercial y de inversión, pero que en la parte térmica la lógica de operación cambió radicalmente.

“La parte térmica hace veinte años que no gestiona combustible, no gestiona la demanda. Solo gestiona la disponibilidad de equipos. El desafío es preparar todo el mercado para que entienda y se sume a este propósito de competir”, explicó.

Para Mandarano, uno de los puntos centrales será la formación de equipos capaces de operar en este nuevo esquema. “Ni nosotros ni las distribuidoras de energía o de gas lo hacen desde hace dos décadas. Tenés gente que nunca lo hizo”, advirtió.

YPF Luz construirá un nuevo parque eólico.

Reconstruir capacidades y formar equipos

En ese contexto, el CEO valoró el rol de Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA) y de la Secretaría de Energía durante este año, al haber promovido ejercicios piloto que permitieron a las empresas volver a interactuar con el mercado.

“Empezamos a probar cosas que no hacíamos hace veinte años: importar gas, comprar combustible líquido, gestionar capital de trabajo y logística. Erramos y aprendimos, pero lo hicimos”, señaló.

El proceso, subrayó Mandarano, no será inmediato. Requerirá un período de readaptación organizacional profundo para que los equipos aprendan a gestionar contratos, coberturas cambiarias, compras de energía y combustibles en condiciones reales de mercado.

“Hay que generar equipos que compren combustible, que compren y vendan energía. Ese es el gran desafío”, indicó.

El ejecutivo aseguró que este contexto lo motiva especialmente, porque remite a una etapa previa del sector en la que la competencia permitió bajar costos y aumentar la eficiencia.

YPF Luz instaló los aerogeneradores más grande de la región.

Nuevas reglas y oportunidades comerciales

Mandarano destacó que, a medida que avance la desregulación, los generadores ya están preparados para ofrecer contratos a precios competitivos. Según explicó, quienes permanezcan expuestos al mercado spot podrían enfrentar precios más altos, pero quienes cierren contratos con generadores accederán a valores similares a los actuales.

“Si te quedás al spot, puede ser que tengas precios más altos. Pero si te contratás con los generadores, como nosotros, seguramente los precios son los mismos que hoy”, afirmó.

Además, puso de relieve el trabajo coordinado que vienen realizando con algunas distribuidoras para anticipar los cambios. Mencionó especialmente la experiencia positiva con Empresa Provincial de Energía de Córdoba (EPEC).

“Estamos visualizando juntos lo que viene y tomando acciones para evitar que los costos se disparen. Es una oportunidad que no todas las distribuidoras están viendo todavía”, sostuvo.

Digitalización, sistemas y nuevos actores

El CEO de YPF Luz también abordó el impacto de la digitalización y la automatización en esta nueva etapa. A diferencia de hace veinte años, los sistemas operativos, la información en tiempo real y las herramientas tecnológicas son hoy parte central de la estrategia empresarial.

“No es lo mismo que antes. Hay sistemas nuevos que tenés que incorporar, automatismos que te ayudan a aprender más rápido y gente que tiene que pensar diferente”, señaló.

En este sentido, consideró que el futuro inmediato demandará compañías ágiles, con capacidades técnicas y comerciales actualizadas, listas para competir en igualdad de condiciones en un mercado desregulado. “Ya empezamos a preparar equipos porque sabemos que esto se viene”, destacó.

Pampa Energía rompe récords de gas y refuerza la confianza del mercado chileno

La producción de gas de Pampa Energía no solo crece, sino que marca hitos que reconfiguran la confianza energética en la región. Durante julio, la compañía alcanzó un nuevo récord histórico de 17,4 millones de metros cúbicos diarios, impulsado por los pozos de shale en Sierra Chata. Este desempeño la convierte en un socio estratégico para Chile, que vuelve a mirar al gas argentino como fuente confiable y competitiva frente al gas natural licuado (GNL).

En diálogo con los inversores, el director Ejecutivo de Exploración y Producción, Horacio Turri, y el CEO Gustavo Mariani compartieron los avances de la compañía. Ambos destacaron el rol de Pampa en el abastecimiento regional y la consistencia de un plan de inversión que se sostiene incluso frente a la volatilidad internacional.

Sierra Chata, motor del récord productivo de Pampa Energía

En lo que va del año, Pampa perforó cuatro pozos y conectó tres en Sierra Chata. Gracias a esa estrategia, el 57% de la producción del segundo trimestre provino de shale gas, consolidando a este bloque como la piedra angular del crecimiento. En junio, tres pozos interconectados alcanzaron juntos un pico de 2,7 millones de metros cúbicos diarios, lo que confirma la competitividad de su desarrollo.

La compañía también avanza en exploración con un pozo horizontal en Parva Negra Este, cuya licencia fue extendida hasta 2027. Esta apuesta por nuevas fronteras de producción fortalece el perfil de largo plazo y alimenta la expectativa de un mayor caudal para la exportación.

Los precios del gas se mantuvieron estables en torno a los 4 dólares por millón de BTU, con mejoras en el segmento minorista e industrial que compensaron la influencia del Brent. Según Mariani, el escenario actual no sorprende: “Hace un año se proyectaban precios más bajos que los del año pasado. Nuestros proyectos siguen siendo rentables a estos niveles”.

Pampa Energía inició su exportación de gas a Brasil.

Exportaciones crecientes y confianza en Chile

El músculo productivo de Pampa tiene un destino cada vez más claro: Chile. Desde mayo, la compañía incrementó los envíos a través de los gasoductos GasAndes y Pacífico, aprovechando la competitividad de su gas frente al GNL importado. Para junio, las exportaciones alcanzaron los 1,1 millones de metros cúbicos diarios, volumen que se mantiene en la actualidad.

La mitad de la producción de Pampa se entrega a CAMMESA bajo el Plan Gas Ar, aportando el 17% del gas consumido para generación eléctrica en Argentina. Pero es la diversificación hacia el mercado chileno lo que consolida su perfil regional. Con el récord de julio y la proyección de mayores flujos, la compañía se posiciona como un actor indispensable en la recomposición de la confianza energética tras años de intermitencias en las exportaciones.

Turri remarcó que la solidez de los resultados en Sierra Chata permite pensar en una participación directa en el proyecto de GNL que impulsa Southern Energy. “Estamos en conversaciones, buscando la mejor solución”, afirmó

De cara a 2028, Pampa proyecta sumar 6 millones de metros cúbicos diarios adicionales para abastecer los dos buques de GNL previstos en Argentina. El CapEx asociado ronda los 400 millones de dólares, dividido en partes iguales entre la planta de procesamiento y el desarrollo de pozos.

Este horizonte sitúa a la compañía como un garante de estabilidad para la integración energética con Chile. Mientras otros actores ajustan inversiones por la volatilidad del crudo, Pampa sostiene su plan y refuerza la confianza del mercado.

“La SCPL tiene potencial para liderar el desarrollo energético regional”

En un contexto de reordenamiento del mercado eléctrico nacional, la Sociedad Cooperativa Popular Limitada (SCPL) reafirmó su compromiso con la estabilidad financiera y con el pago de la factura corriente, de aquí en adelante, de CAMMESA.

En una reciente reunión con el vicepresidente de dicha entidad, Mario Cairella destacó la importancia del acuerdo de pago con la mayorista y, a su vez, las oportunidades que esto genera para la entidad y la comunidad.

Además, destacó que ser miembros de la Federación Argentina de Cooperativas Eléctricas (FACE), fue un factor clave para construir relaciones sólidas y de confianza que promueven lazos de colaboración y apoyo mutuo.

El trabajo en equipo y la disciplina financiera han permitido a la SCPL hacer frente a sus obligaciones financieras, incluyendo el pago puntual de la factura de energía a CAMMESA mes a mes. En números, hemos asumido compromisos por más de 19.244 millones de pesos en 2024 y por 12.530 millones en lo que va de 2025. Asimismo, formar parte de FACE, le ha permitido a la SCPL mantener un diálogo respetuoso y constructivo basado en la honestidad y la consonancia con la compañía mayorista.

En octubre de 2022, la Cooperativa logró firmar un acuerdo de pagos con CAMMESA para saldar la deuda histórica acumulada en gestiones anteriores.

Un futuro mejor

Sin embargo, la inflación de 2023 generó nuevos saldos impagos que ahora se regularizarán junto con la deuda pendiente hasta 2018. En este contexto desafiante, la SCPL ha logrado avanzar en el pago de sus compromisos, reestablecer su cadena de pago y abonar la factura de energía vigente a CAMMESA. Esto ha sido posible gracias al esfuerzo y responsabilidad de la comunidad, que ha mantenido al día sus pagos en un marco de ajustes tarifarios y quita de subsidios dispuestos por el gobierno nacional.

Al respecto, el vicepresidente de CAMMESA, Mario Cairella manifestó que, “la Cooperativa está en inmejorables condiciones de cumplir con lo que acordamos, y nosotros, desde nuestro lugar, vamos a ayudar a que siga desarrollándose en el negocio actual y en nuevos proyectos productivos”, mientras que resaltó la solidez del compromiso asumido.

“Lo importante es que hay voluntad de ambas partes para que las cosas mejoren. Estoy convencido de que la Cooperativa hará todo lo posible por mantener deuda cero con CAMMESA.

El decreto del Presidente de la Nación que permite refinanciar la deuda es un paso fundamental porque le permitirá limpiar su balance y ser sujeto de crédito en un nuevo esquema del mercado eléctrico, donde la demanda contratará directamente con la oferta. Para eso, es clave un balance saneado”, detalló.

El acuerdo

El panorama nacional se divide en tres sectores afirmó el referente de CAMMESA. “Por un lado, están las grandes distribuidoras, que podrán acceder al plan de pagos, aunque no todas en igual medida, ya que no todas se han comportado de la misma forma.

Luego, hay cooperativas que no tendrán acceso, como las de Villa Gesell y otras que siguieron su camino, tratando de defraudar al Estado y a CAMMESA. En estos casos, enfrentarán juicios que les complicarán seriamente su futuro financiero.

Por último, están las cooperativas como la de Comodoro, que forman parte de FACE y han demostrado su compromiso con el pago de sus obligaciones”, y destacó que, “son cooperativas que han hecho un esfuerzo por cumplir y que, por eso, tienen un diferencial positivo en este proceso de regularización”.

Uno de los factores que ha generado inconvenientes de pago a CAMMESA ha sido el atraso tarifario, en ese sentido, explicó que, “cuando hay atrasos tarifarios por decisiones políticas de no actualizar las tarifas cerca de elecciones, se genera un problema que nos afecta a todos. Si bien CAMMESA no tiene injerencia directa, intentamos influir para que los poderes concedentes comprendan que postergar aumentos es perjudicial. Es mejor un ajuste gradual del 1, 2 o 3% mensual que un incremento abrupto del 20 o 30%, que es mucho más difícil de absorber para la gente. Nosotros impulsamos que estas decisiones sean técnicas y no políticas, porque la política no debería intervenir en la definición de tarifas”.

SCPL: proyección a futuro

Por último, respecto a la proyección a futuro, durante el encuentro se abordaron las nuevas oportunidades en el mercado energético. “La regularización de la deuda no solo brinda estabilidad financiera, sino que también abre nuevas oportunidades para la Cooperativa, permitiéndole expandirse hacia negocios estratégicos, como la comercialización de energía y el desarrollo de energías renovables”, valoró.

“La Cooperativa de Comodoro ya dio el primer paso formando parte de una compañía comercializadora de energía para exportar y vender electricidad. Pero el potencial es enorme: por su ubicación, por estar frente a este maravilloso mar con sus vientos, no veo por qué no podría desarrollar proyectos eólicos offshore, a nivel de las grandes compañías europeas, especialmente en el Mar del Norte”, destacó Cairella.

“Esto no solo generaría más oportunidades y empleo para Comodoro, sino que beneficiaría a toda la región. El desarrollo energético es clave porque, sin energía, no hay futuro.

Desde nuestra cooperativa reafirmamos el compromiso de seguir avanzando en el camino de la sustentabilidad y la innovación, para garantizar un mejor servicio a nuestros asociados y aportar al crecimiento de nuestra comunidad”, aseveró el vicepresidente.