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Transición Energética

Argentina LNG: YPF, Eni y XRG avanzan hacia la inversión final para exportar gas al mundo

YPF, Eni y XRG formalizaron este jueves la firma de un Acuerdo de Desarrollo Conjunto (JDA, por sus siglas en inglés) para impulsar el proyecto Argentina LNG. Este acuerdo, de carácter vinculante, marca un hito hacia la Decisión Final de Inversión y posiciona a la Argentina en el mapa de los grandes exportadores globales de gas natural licuado.

De esta forma se ratificó la incorporación formal de XRG como socio fundador, sumándose al trabajo que ya venían realizando la petrolera argentina YPF y la italiana Eni. Según explicó Horacio Marín, presidente y CEO de YPF, la llegada de este nuevo jugador de “clase mundial” busca fortalecer la competitividad del proyecto a nivel global.

Por su parte, los representantes de Eni y XRG destacaron el potencial de Vaca Muerta como una fuente confiable y flexible de suministro para los mercados internacionales, resaltando el liderazgo tecnológico involucrado en la iniciativa.

YPF creó una empresa subsidiaria para impulsar el GNL.

Hoja de ruta del megaproyecto Argentina LNG

Con la firma del JDA, el consorcio inicia de inmediato una fase de trabajo intensivo que incluye la realización de la Ingeniería Básica (FEED), la estructuración técnica y el diseño de los esquemas de financiamiento y el avance en los frentes comerciales necesarios para garantizar la exportación.

El diseño técnico de Argentina LNG prevé una capacidad de producción de 12 millones de toneladas anuales (MTPA). Para lograrlo, se utilizarán dos unidades flotantes de licuefacción (FLNG), cada una con capacidad para procesar 6 MTPA. El proyecto está concebido como un sistema integral que abarca desde la producción en boca de pozo (upstream) hasta el transporte y la exportación final (midstream).

El cronograma establecido por los socios apunta a alcanzar la Decisión Final de Inversión durante la segunda mitad de 2026. De cumplirse los plazos previstos, se espera que para el año 2030 el país esté exportando los primeros 12 MTPA, con una visión estratégica que contempla escalar la producción hasta los 18 MTPA en el futuro.

El proyecto integrado de gran escala para la producción y licuefacción de gas permitirá monetizar el potencial de Vaca Muerta y consolidar la posición del país como proveedor global de GNL a largo plazo. El proyecto está diseñado para integrar las etapas de producción, procesamiento, transporte y exportación de GNL.

YPF y ENI firmaron un MOU sobre el GNL.

Qué dijeron los socios

Horacio Marín indicó que “este nuevo paso marca la incorporación formal de XRG al proyecto que venimos desarrollando junto con Eni. Contar con dos jugadores de clase mundial nos permite posicionar a Argentina LNG como uno de los proyectos más relevantes a nivel global. A partir de ahora, continuaremos trabajando de manera muy intensiva para alcanzar la Decisión Final de Inversión durante la segunda mitad de 2026”.

Por su parte, Guido Brusco, Chief Operating Officer de Global Natural Resources de Eni, comentó que “con la firma del Acuerdo de Desarrollo Conjunto se suma un nuevo socio – XRG – a Argentina LNG, que se perfila como una de las oportunidades más prometedoras del escenario global del gas. El proyecto avanza reflejando liderazgo tecnológico y una visión estratégica de largo plazo”.

Mohamed Al Aryani, presidente de International Gas de XRG, afirmó, “el potencial de Argentina LNG es significativo, y este acuerdo marca un hito importante en el desarrollo del proyecto. YPF, Eni y XRG comparten la ambición de avanzar en un proyecto de GNL de gran escala que contribuya a un suministro energético confiable y flexible para los mercados interna

Tenaris marca un hito en Vaca Muerta con fracturas alimentadas en más del 80% con gas

Tenaris completó con éxito las dos primeras operaciones de fractura hidráulica alimentadas en más de un 80% con gas, mediante el uso de bombas con tecnología Dynamic Gas Blending (DGB). Las pruebas se llevaron a cabo en una serie de PADs operados por Tecpetrol, marcando un hito para la Cuenca Neuquina y la industria de servicios petroleros en la región.

Las bombas DGB utilizadas en estas operaciones forman parte del tercer set de fractura hidráulica que Tenaris pondrá en funcionamiento en Vaca Muerta durante 2026. Esta tecnología permite sustituir el uso de diésel por gas generando beneficios económicos y ambientales.

“Esto marca un avance en la reducción de emisiones y representa un hito para toda la cuenca. La tecnología DGB se encuentra aún en una etapa inicial de implementación, incluso en cuencas como Permian, Estados Unidos. Haber superado el 80% de reemplazo de diésel por gas es un nivel de eficiencia que ninguna otra compañía de servicios había alcanzado hasta el momento en Argentina”, destacó Francisco Liberatore, Director de Tenaris Oil & Gas Services.

Además de contribuir a la reducción de emisiones de CO₂, la tecnología DGB permite optimizar los costos de combustible, ya que los equipos pueden ser abastecidos con el mismo gas producido en las perforaciones del pad o en pads cercanos, mejorando la eficiencia integral de las operaciones.

Las primeras 10 bombas DGB probadas en estas operaciones forman parte de una inversión de 110 millones de dólares, anunciada por Tenaris en marzo del año pasado, destinada a fortalecer sus capacidades de fractura hidráulica en Argentina. El proyecto contempla la incorporación de un tercer equipo de fractura con 28 bombas y 70.000 hhp, además de su correspondiente equipo de coiled tubing.

Entre 2020 y 2026, Tenaris habrá invertido aproximadamente 240 millones de dólares en el desarrollo de su unidad de negocios de servicios petroleros en el país. Actualmente, la compañía se posiciona como el tercer proveedor de servicios de la cuenca, con más de 6.000 etapas de fractura realizadas.

Capex avanzó en la evaluación ambiental de su parque solar Agua del Cajón

La empresa Capex expuso los objetivos del proyecto, sus principales características técnicas y las implicancias ambientales asociadas a su ejecución ante ciudadanos que realizaron aportes y consideraciones.

El ministerio de Turismo, Ambiente y Recursos Naturales de la Provincia, a través de la secretaría de Ambiente y Recursos Naturales, realizó este lunes la Audiencia Pública Ambiental correspondiente al proyecto “EIA – Parque Solar Agua del Cajón I y II”, presentado por la empresa CAPEX S.A., a desarrollarse en el área Agua del Cajón.

La audiencia tuvo lugar en Quinta Los Trinos, ubicada en Olascoaga 375 de la localidad de Plottier, y se llevó a cabo en el marco de los expedientes electrónicos EX-2025-00458357-NEU-SAMB#MERN (I) y EX-2025-01439828-NEU-SAMB#MERN (II). Durante el encuentro se expusieron los objetivos del proyecto, sus principales características técnicas y las implicancias ambientales asociadas a su ejecución.

De la instancia participaron representantes de la secretaría de Ambiente y Recursos Naturales, entre ellos la directora provincial de Ambiente, Giselle Orellano, junto a su equipo técnico; integrantes de la dirección general de Proyectos Energéticos e Infraestructura, Melina Bessone y Rocío Matamala; Natalia Tosatto, del área legal; autoridades de la empresa proponente; y representantes de la Asamblea Socioambiental de Plottier, además de ciudadanos y ciudadanas que realizaron aportes y consideraciones al Estudio de Impacto Ambiental.

Alcance de la audiencia

La Audiencia Pública tuvo carácter público y no vinculante, conforme a lo establecido por el artículo 31 de la Ley Provincial N.º 1875. Las opiniones, observaciones y consultas formuladas durante la jornada no son sometidas a votación, pero constituyen un insumo relevante que será evaluado técnicamente por la Autoridad de Aplicación e incorporado al expediente del proyecto, en el marco del procedimiento de evaluación ambiental.

Este tipo de instancias forman parte de los mecanismos previstos por la normativa vigente para garantizar el acceso a la información ambiental, la participación ciudadana y la transparencia de los procesos, permitiendo que los proyectos sean analizados a partir de criterios técnicos, normativos y sociales.

Durante la audiencia, la empresa proponente participó a través de representantes con facultades suficientes para exponer el Estudio de Impacto Ambiental y brindar las explicaciones técnicas y legales correspondientes, respondiendo a las consultas realizadas por los asistentes, en cumplimiento de los requisitos establecidos para este tipo de instancias participativas.

Equinor proyecta incrementar su producción en un 3%

El proceso de reordenamiento del portafolio global se consolidó como uno de los principales ejes estratégicos de Equinor durante 2025. La compañía noruega profundizó su política de desinversiones selectivas, reducción de riesgos y foco en proyectos de alto valor, con el objetivo de fortalecer su posición financiera y mejorar su capacidad para enfrentar un escenario energético marcado por la volatilidad.

En ese marco, la empresa confirmó la venta de sus activos en Vaca Muerta, una decisión que se inscribe dentro de su estrategia de “high-grading” del portafolio internacional. Según su presentación de resultados del cuarto trimestre y del ejercicio completo, la operación fue valuada en aproximadamente 1.100 millones de dólares, con un pago inicial de 550 millones de dólares al cierre.

El propio Anders Opedal, presidente y CEO de Equinor, remarcó que la operación forma parte de un proceso más amplio de optimización. “Esto supone otro paso importante en la continua calificación de alta calidad de cartera que hemos llevado a cabo durante el último año, que es un tema clave en la presentación de los resultados del cuarto trimestre y del año completo”, sostuvo, en referencia al enfoque adoptado por la compañía.

En paralelo al reordenamiento de activos, Equinor alcanzó en 2025 el mayor nivel de producción de su historia. La empresa informó una producción récord impulsada por el desempeño operativo y la entrada en funcionamiento de nuevos desarrollos, como Johan Castberg y Bacalhau, además del crecimiento en gas en Estados Unidos y Noruega.

Producción récord y nuevas apuestas para 2026

“Logramos la producción máxima histórica en 2025. Nunca en la historia de la empresa hemos producido tanto petróleo, gas y energía en un solo año”, destacó Opedal en su cuenta de LinkedIn.

La compañía también anticipó que este récord podría ser superado en el corto plazo. “Nuestra producción récord se debió a un sólido rendimiento operativo y a la aparición de nuevos campos, como Johan Castberg y Bacalhau. Sin embargo, probablemente el récord no dure mucho, ya que esperamos alcanzar un nuevo nivel récord de producción en 2026”, señaló el ejecutivo.

Según el informe financiero, Equinor proyecta un crecimiento cercano al 3% en la producción de petróleo y gas durante 2026, respaldado por nuevas inversiones, exploración en el Mar del Norte, Brasil y Angola, y un portafolio con más de 30 pozos planificados. A esto se suma una reducción de costos operativos y una baja del capex en áreas de menor rentabilidad.

El crecimiento de Equinor

En materia financiera, la empresa reportó en 2025 un flujo de caja operativo después de impuestos de casi 18.000 millones de dólares, una deuda neta controlada y una posición de liquidez superior a USD 19.000 millones. Estos indicadores permitieron sostener dividendos, programas de recompra de acciones y nuevas inversiones estratégicas.

Opedal contextualizó los resultados dentro del escenario global. “Estos resultados llegan en un momento de continua volatilidad en el precio del petróleo y tensión geopolítica. Sin embargo, con un flujo de caja reforzado y una mayor producción, estamos bien preparados para navegar la incertidumbre, gestionar periodos de precios más bajos y convertir las fluctuaciones del mercado en oportunidades”, afirmó.

HIF construirá un parque eólico clave para la industria del hidrógeno verde de Magallanes

La región de Magallanes dará un paso clave en su transición energética con la puesta en marcha de su primer parque eólico de gran escala. Se trata del Proyecto Parque Eólico Faro del Sur, que contempla una inversión estimada en US$500 millones para la instalación de 62 aerogeneradores de tres aspas en el sector de Cabo Negro.

La iniciativa es impulsada por la empresa HIF y ya cuenta con la aprobación unánime de su Estudio de Impacto Ambiental por parte de la Comisión de Evaluación Ambiental regional. Con este aval, el emprendimiento se posiciona como el primer complejo eólico de gran envergadura en la zona austral de Chile.

El parque tendrá una potencia nominal de 372 megavatios, que estarán destinados exclusivamente a abastecer a la industria del Hidrógeno Verde en Magallanes. La energía generada aprovechará los fuertes vientos característicos de la región para alimentar la producción de combustibles neutros en carbono, considerados estratégicos para la descarbonización.

El hidrógeno verde está llamado a ser el combustible del futuro.

Certezas para la industria del hidrógeno

Tras la aprobación, el Delegado Presidencial Regional, José Ruiz Pivcevic, valoró el resultado de la evaluación y sostuvo que representa una señal de confianza para los inversores internacionales. Según indicó, este tipo de decisiones refuerzan la imagen de estabilidad institucional y regulatoria del país.

“Es una muestra de las certezas que entrega nuestro país y nuestra región a una industria como esta. Cuando una empresa trabaja de manera responsable y responde a las observaciones de la ciudadanía, se alcanzan estos resultados”, expresó la autoridad, de acuerdo a declaraciones publicadas por El Pingüino.

En la misma línea, el seremi de Medio Ambiente, Enrique Rebolledo, destacó que el proyecto contribuirá a diversificar la matriz productiva regional. Además, explicó que el fortalecimiento del Servicio de Evaluación Ambiental, con la incorporación de 15 nuevos profesionales, permitió acelerar el análisis tanto del parque eólico como de la Planta de e-combustibles Cabo Negro.

Ambos emprendimientos estarán conectados a través de una línea de transmisión de más de 12 kilómetros, lo que permitirá integrar la generación renovable con los procesos industriales asociados al hidrógeno verde.

Desde HIF, el gerente Juan Eduardo Gallardo remarcó que el diseño definitivo del proyecto es el resultado de un proceso de diálogo de más de tres años con autoridades y comunidades locales. En ese marco, sostuvo que se incorporaron mejoras técnicas para reducir impactos ambientales.

“Este es el parque eólico con mayor nivel tecnológico del país”, afirmó, al tiempo que destacó las medidas adoptadas para proteger la avifauna y optimizar la gestión de residuos durante la construcción y operación.

El poder de la tecnología en la reducción del 65% de emisiones

De acuerdo con la Agencia Internacional de la Energía (IEA), la narrativa ha cambiado drásticamente: el debate ya no se centra en la posibilidad técnica, sino en la capacidad operativa. El 65% de las reducciones de emisiones necesarias ya se pueden lograr con las herramientas que tenemos hoy.

La pregunta clave es: ¿Cómo pueden los operadores, bajo presión, equilibrar el desafío energético esencial —confiabilidad, asequibilidad y sostenibilidad— utilizando la infraestructura existente? La respuesta es la Transformación Digital.

Este año no solo veremos más ambición, sino un cambio de mentalidad radical: los operadores industriales comenzarán a utilizar la inteligencia artificial y las plataformas de datos como su principal arma para la descarbonización y la rentabilidad.

Cuatro dinámicas impulsarán esta aceleración en 2026:

1) La eficiencia máxima es una obligación para la supervivencia.

Presionadas por los precios y la necesidad de retornos a corto plazo, las empresas redoblarán sus esfuerzos en optimizar cada activo. En Estados Unidos, casi tres cuartas partes (70%) de las petroleras y gasíferas planean reestructurar sus portafolios. Los ganadores no serán quienes esperen nuevos ciclos de construcción, sino quienes maximicen de forma constante el valor de la infraestructura existente.

  • Tecnologías clave: Los gemelos digitales y las plataformas de optimización en tiempo real serán protagonistas al eliminar silos y extraer eficiencias incrementales de activos envejecidos.
  • Aceleradores de IA: Los agentes de IA especializados impulsarán el mantenimiento predictivo y los diagnósticos en tiempo real, generando ganancias de productividad y ampliando la capacidad humana.

2) La IA avanzará supera la velocidad de la regulación

Tras años de cautelosos proyectos piloto, la IA (modelos generativos, machine learning y analítica avanzada) entra en la fase de implementación empresarial masiva. Su impacto más profundo se sentirá en la ingeniería y la descarbonización.

3) Disciplina de capital y presión desde las juntas directivas
A medida que las herramientas digitales exponen las ineficiencias en tiempo real, los inversionistas y consejos de administración serán implacables con los activos de bajo rendimiento y las ejecuciones lentas.

  • La nueva credibilidad: El capital fluirá hacia operadores capaces de demostrar mejoras operativas medibles.
  • Requisito de Inversión: En 2026, demostrar con datos las reducciones de emisiones, los ahorros de costos y las mejoras de confiabilidad se convierte en un requisito previo para atraer inversión, asegurar financiamiento y generar confianza regulatoria.

4) Sostenibilidad y Rentabilidad no son opuestos: La Conexión del Ecosistema.
La cadena de valor energética (upstream, midstream y downstream) comenzará a operar como un ecosistema totalmente integrado, en lugar de un conjunto de silos desconectados.

  • Pragmatismo sobre Idealismo: Este cambio no se impulsa por idealismo, sino por puro pragmatismo: las empresas necesitan satisfacer a los accionistas mientras cumplen con las exigencias ambientales. Esto solo es posible dentro de flujos operativos eficientes.
  • Ventaja Competitiva: La vasta experiencia de las compañías de petróleo y gas en la gestión de cadenas de suministro globales será un activo invaluable. La inteligencia en tiempo real será esencial para satisfacer la creciente demanda global mientras se reducen las emisiones de manera efectiva.

En síntesis: La transición energética se acelerará a través de la excelencia operativa y la integración digital. Las empresas que conecten sus operaciones, confíen en sus datos y desplieguen inteligencia a escala serán las únicas preparadas para resolver el desafío energético. La confiabilidad, la asequibilidad y la sostenibilidad pueden coexistir, pero solo con una disciplina operativa rigurosa respaldada por Inteligencia en Tiempo Real.

Trafigura asegura la compra total del primer SAF avanzado que se producirá en Uruguay

Uruguay vuelve a posicionarse en el mapa de la transición energética global con un proyecto que combina innovación tecnológica, producción agroindustrial y energía renovable. La multinacional Trafigura, uno de los mayores traders de materias primas del mundo, firmó un contrato de offtake por seis años con la empresa estadounidense Syzygy Plasmonics para la compra de combustible de aviación sostenible avanzado (SAF) que será producido en el país.

El acuerdo garantiza la adquisición del 100% de la producción de NovaSAF-1, la primera planta comercial de Syzygy, que se instalará en el departamento de Durazno, en asociación con Estancias del Lago. Se trata de un hito clave para el desarrollo del proyecto, ya que otorga previsibilidad comercial y permite avanzar hacia el cierre financiero de la iniciativa.

Las primeras entregas de combustible están previstas a partir de 2028. Además, el contrato contempla una opción para que Trafigura acceda a volúmenes adicionales en futuras plantas que Syzygy podría desarrollar, lo que refuerza el potencial de escalabilidad del modelo.

La tecnología desarrollada por Syzygy Plasmonics convierte biogás en SAF mediante un proceso innovador que utiliza reactores químicos impulsados por luz y alimentados con electricidad renovable. Según informó la compañía, el sistema ya recibió la precertificación ISCC para producir combustibles renovables de origen no biológico (RFNBO) y combustibles avanzados compatibles con los estándares BioSAF.

Desde Trafigura, destacaron que el acuerdo se alinea con su estrategia de acompañar tecnologías emergentes de bajas emisiones a través de soluciones comerciales de largo plazo. “Al brindar certeza comercial mediante contratos de offtake, ayudamos a que empresas innovadoras aseguren financiamiento y escalen su producción”, señaló Jason Breslaw, director de Desarrollo de Negocio de Combustibles Bajos en Carbono del grupo.

Una planta pionera en Durazno

El proyecto NovaSAF-1 fue anunciado en 2025 y actualmente se encuentra en una etapa avanzada de ingeniería básica y de detalle (FEED). La planta se abastecerá principalmente de biogás generado en la operación de Estancias del Lago, una de las mayores compañías lácteas y agroenergéticas de Uruguay, además de electricidad renovable proveniente de la red nacional.

En su fase inicial, la instalación tendrá una capacidad superior a los 350.000 galones anuales de SAF certificado bajo norma ASTM. De acuerdo con la empresa, el combustible permitirá una reducción de entre 80% y 90% de las emisiones de gases de efecto invernadero a lo largo de su ciclo de vida en comparación con el queroseno fósil.

El producto final será queroseno parafínico sintético (SPK), totalmente compatible como “drop-in fuel” para la aviación comercial, sin necesidad de modificar motores ni infraestructura existente.

Syzygy sostiene que el diferencial del proyecto no se limita al impacto ambiental. La compañía afirma que su plataforma NovaSAF permite producir SAF a costos cercanos a la paridad con el Jet-A tradicional, al combinar biogás y procesos de Power-to-Liquids sin requerir gasoductos, alto consumo de agua ni complejos sistemas de separación de gases.

“Esto no es solo una planta de SAF, es un nuevo modelo para la economía del biogás”, afirmó Trevor Best, CEO de Syzygy Plasmonics. Con el contrato de offtake firmado y la ingeniería en marcha, la empresa se enfoca ahora en asegurar el financiamiento para iniciar la construcción.

Desde Estancias del Lago, su COO José Pedro Sánchez subrayó el impacto local del proyecto. “Al integrar residuos agropecuarios con una matriz eléctrica prácticamente 100% renovable, estamos generando valor en origen y posicionando a Uruguay dentro de una cadena global de suministro de combustibles limpios”, señaló.

Luciano Rojas asume como Director Comercial de Total Austral

Total Austral, filial de TotalEnergies en Argentina, anunció el nombramiento de Luciano Rojas como nuevo Director Comercial de Total Austral en reemplazo de Soledad Lysak, quien asumió otras funciones dentro de la Compañía, en Francia.

Rojas regresa a Argentina tras desempeñarse como Senior Gas & LNG Negotiator de TotalEnergies en Casa Matriz (Francia), posición que asumió en septiembre de 2023. Con más de 23 años en la Compañía, ha ocupado roles estratégicos para las unidades de negocio de Exploración & Producción y Gas, Electricidad & Renovables, entre los que se destacan el liderazgo de la Gerencia Comercial y de la Gerencia de Estrategia de Total Austral.

“Estoy sumamente entusiasmado de regresar a mi país para iniciar una nueva etapa profesional. Asumo con plena convicción el desafío de consolidar nuestro rol como principal operador de gas en el país y pioneros en la integración energética del Cono Sur. Hoy, mi compromiso es continuar fortaleciendo ese liderazgo, maximizando el valor del gas y los líquidos producidos por la Compañía y capitalizando las oportunidades que emergen en el contexto actual, respaldados por equipos de excelencia”, expresó Rojas.

La visión de mercado de TotalEnergies

Por su parte, Sergio Martín Mengoni, Director General de Total Austral y Country Chair de TotalEnergies en Argentina, celebró el nombramiento: «Es un orgullo dar la bienvenida a Luciano en esta nueva etapa. Su experiencia será clave para consolidar el liderazgo de TotalEnergies en el país y continuar expandiendo mercados en la región, respaldados por un portafolio diversificado con presencia en las dos cuencas más productivas de Argentina y 5 centrales de energías renovables en distintos puntos del país. Seguiremos trabajando con el firme objetivo de reafirmar nuestro compromiso con el desarrollo de la industria energética nacional, el cual sostenemos desde hace casi 50 años»

Rojas es Licenciado en Comercio Internacional con orientación en Economía, graduado en la Universidad Argentina de la Empresa (UADE), y posee un posgrado en Economía del Petróleo y Gas del Instituto Tecnológico de Buenos Aires (ITBA). Su formación le ha brindado una sólida base en negocios y mercados energéticos, complementada con experiencia internacional que fortalece su visión estratégica en el sector.

Desde su nuevo rol, Luciano Rojas tendrá el desafío de impulsar la comercialización de gas natural y líquidos tanto en el mercado interno como en el externo, consolidando el liderazgo de TotalEnergies en el Cono Sur y contribuyendo a la ambición de ofrecer más energía, con menos emisiones siempre de manera más sostenible.

En Argentina, a través de su filial Total Austral, la compañía desarrolla actividades de exploración y producción de gas y petróleo en las provincias de Neuquén y Tierra del Fuego desde 1978. Con más de 1.100 colaboradores en el país, opera el 25% de la producción de gas nacional, siendo así la primera operadora de producción privada de Argentina. También está presente en el sector de energías renovables con la operación de centrales eólicas y solares, además de comercialización de gas natural y lubricantes.

¿Quiénes podrán pagar menos impuestos por generar su propia energía?

La ciudad de Comodoro Rivadavia dio un paso clave en su estrategia de transición energética con la aprobación de la Ordenanza N° 17.445/25, que establece un marco integral para fomentar la generación de energía renovable mediante sistemas de generación distribuida integrados a la red eléctrica pública.

La norma adhiere a la Ley Provincial XVII N° 141 y, a su vez, al Régimen Nacional de Fomento a la Generación Distribuida de Energía Renovable, establecido por la Ley 27.424. De esta manera, el municipio se alinea con la política energética nacional y provincial orientada a promover fuentes limpias y sostenibles.

El objetivo central de la ordenanza es permitir que los usuarios de la red eléctrica generen su propia energía a partir de fuentes renovables, con la posibilidad de inyectar los excedentes a la red. La iniciativa apunta tanto a usuarios residenciales como comerciales e industriales, promoviendo además la capacitación comunitaria en el uso de energías limpias.

La Secretaría de Infraestructura, Obras y Servicios Públicos fue designada como Autoridad de Aplicación para todos los aspectos no federales vinculados a la implementación de la norma. Desde ese ámbito se coordinarán los procedimientos técnicos, administrativos y de control necesarios para garantizar su correcto funcionamiento.

Beneficios fiscales para impulsar la generación distribuida

Uno de los pilares centrales de la ordenanza es el esquema de beneficios fiscales destinado a incentivar la inversión en sistemas de generación distribuida. En primer lugar, se exime del pago del Impuesto sobre los Ingresos Brutos a los ingresos obtenidos por la inyección de energía eléctrica renovable a la red pública.

Además, se establece una reducción de hasta el 100% del Impuesto Inmobiliario correspondiente al inmueble donde se encuentre instalado el sistema de generación distribuida. El porcentaje final será determinado por la Secretaría de Recaudación junto con la Autoridad de Aplicación, en función del proyecto presentado por cada usuario.

El contribuyente deberá especificar el potencial de reemplazo de la energía consumida de la red, tomando como referencia el promedio de consumo de los últimos dos años. También deberá cumplir con todos los requisitos técnicos, generales y de seguridad establecidos por las normativas nacionales vigentes.

En el caso de las personas jurídicas de uso industrial, la ordenanza suma un beneficio adicional. Además de las exenciones mencionadas, se reducirá la Tasa de Comercio e Industria hasta un mínimo del 0,25%, fortaleciendo el atractivo económico para el sector productivo local.

Los beneficios fiscales tendrán una duración inicial de cinco años desde la entrada en vigencia de la reglamentación de la ordenanza. No obstante, el Poder Ejecutivo municipal podrá prorrogar este plazo mediante resolución, en función de los resultados obtenidos y la evolución del programa.

La Secretaría de Recaudación queda facultada para realizar las adecuaciones presupuestarias necesarias y establecer los procedimientos administrativos que permitan instrumentar de manera efectiva los beneficios previstos en la norma.

Ordenanza Generación Distribuida

Registro de instaladores y regulación del sistema

La ordenanza también contempla la creación de un Registro de Instaladores Calificados, que funcionará en el ámbito de la Autoridad de Aplicación. Allí deberán inscribirse los profesionales habilitados para realizar tareas de instalación, modificación, reparación y mantenimiento de equipos de generación distribuida.

Este registro busca garantizar estándares técnicos adecuados, seguridad en las instalaciones y un mayor nivel de profesionalización del sector, asegurando que los sistemas funcionen de acuerdo con las exigencias normativas y de calidad establecidas.

En paralelo, se solicita a la Autoridad de Aplicación que reglamente el procedimiento mediante el cual la distribuidora de energía reconocerá tarifas de fomento para los usuarios que incorporen sistemas renovables. Estas tarifas se aplicarán conforme al régimen nacional y a la adhesión establecida en la ordenanza municipal.

El Ente de Control de los Servicios Públicos tendrá un rol clave como autoridad regulatoria. Podrá requerir a la distribuidora local información sobre puntos de inyección con capacidad de conexión disponible, con el objetivo de incentivar proyectos de generación distribuida comunitaria sin necesidad de obras adicionales.

Asimismo, la distribuidora deberá incorporar en la factura eléctrica una leyenda específica que identifique el reconocimiento del kilovatio hora inyectado bajo la categoría de “Usuario de Energía Distribuida”, brindando mayor transparencia al sistema.

Comodoro incentiva la energía renovable.

Edificios públicos, capacitación y energía renovable

La ordenanza establece que, a partir de su vigencia, todos los proyectos de construcción de edificios públicos municipales deberán contemplar la utilización de algún sistema de generación distribuida a partir de fuentes renovables, siempre que sea técnicamente viable.

Además, el Poder Ejecutivo contará con un plazo de 180 días para realizar un relevamiento de los edificios públicos existentes y proponer un plan de instalación de sistemas renovables en aquellos que presenten factibilidad técnica.

La norma también promueve acciones de capacitación, formación y sensibilización en el ámbito municipal, con el objetivo de impulsar la adopción de tecnologías renovables tanto en usuarios residenciales como industriales.

Offshore en Argentina: entre el potencial geológico y el desafío político

La exploración offshore se consolida como uno de los principales ejes de discusión dentro de la industria energética global. Según un informe reciente de la Universidad Austral, los márgenes continentales siguen siendo áreas críticas para garantizar seguridad energética, atraer inversiones y sostener la transición ordenada hacia matrices más diversificadas, especialmente en países con fuerte dependencia de hidrocarburos.

En ese contexto, el Atlántico Sur volvió a posicionarse como una de las regiones más prometedoras para la exploración de hidrocarburos. La reactivación de licencias en Argentina, Uruguay y el sur de Brasil consolidó un corredor geológico que, pese a sus distintos niveles de madurez, concentra expectativas técnicas, estratégicas y políticas dentro de la industria regional.

Del lado sudamericano, la Ronda Argentina Costa Afuera 1, lanzada en 2018, marcó el inicio de una nueva etapa exploratoria. A partir de 2019, las operadoras priorizaron la adquisición de sísmica 2D y 3D en las cuencas Austral, Malvinas Oeste y Argentina Norte, configurando la mayor base de datos marina del país.

Entre 2019 y 2025 se relevaron cerca de 35.000 kilómetros de sísmica 2D y más de 40.000 kilómetros cuadrados de sísmica 3D. Empresas como TGS, PXGeo y BGP lideraron las campañas, trabajando para operadoras internacionales y nacionales como ExxonMobil, TotalEnergies, Shell, Equinor, YPF y Tullow Oil.

El primer hito operativo de esta etapa fue el pozo Argerich.x-1, perforado en 2024 por Equinor junto a YPF y Shell. Se trató del primer pozo en aguas ultraprofundas de la Argentina, con 1.500 metros de columna de agua y 4.000 metros de profundidad total, utilizando el drillship Valaris DS-17.

Aunque el resultado no fue comercialmente exitoso, la operación aportó información geológica clave para calibrar los modelos exploratorios. En la industria, este tipo de resultados no implica el descarte del área, sino una etapa necesaria de aprendizaje dentro de cuencas prácticamente vírgenes desde el punto de vista exploratorio.

Luego de Argerich, el offshore busca una nueva etapa.

Una pausa que es técnica, no estratégica

Tras la finalización del pozo Argerich y de las campañas sísmicas comprometidas, la información pública sobre offshore disminuyó de forma notable. Sin embargo, esta baja exposición mediática no refleja una paralización de la actividad, sino una fase de interpretación técnica que demanda tiempo, rigurosidad y análisis integrado de grandes volúmenes de datos.

Las compañías ingresaron en una etapa donde se definen decisiones estratégicas y económicas de largo plazo. Antes de fines de 2026 vencerán los primeros períodos exploratorios de la ronda offshore, momento en el cual las operadoras deberán decidir si avanzan hacia una segunda fase con nuevos pozos o si revierten sus áreas.

En paralelo, el proceso exploratorio estuvo acompañado por un esquema inédito de participación pública. Entre 2021 y 2024 se realizaron consultas tempranas y audiencias públicas que involucraron a empresas, ONGs, universidades, cámaras empresarias, sindicatos y ciudadanos, generando un debate sin precedentes sobre la actividad offshore.

Los resultados evidenciaron una fuerte polarización. Mientras los sectores productivos destacaron el impacto en empleo, divisas, soberanía energética y desarrollo tecnológico, los sectores críticos enfatizaron los riesgos ambientales, la pesca, el turismo y la desconfianza institucional respecto al control de impactos.

Este proceso derivó en la emisión de Declaraciones de Impacto Ambiental que habilitaron proyectos bajo un marco regulatorio homogéneo. Sin embargo, también quedaron áreas pendientes, como el bloque MLO-122 de Tullow Oil, que aún no cuenta con una definición administrativa final sobre su continuidad.

En contraste, ExxonMobil y Qatar Petroleum devolvieron formalmente varias áreas en Malvinas Oeste durante 2024, reflejando la dinámica normal de una exploración de frontera, donde no todos los proyectos avanzan hacia etapas de perforación o desarrollo.

Shell y una nueva oportunidad para el offshore.

Producción, logística y el espejo regional

Mientras la exploración offshore avanzaba en el norte, el sur argentino recuperó protagonismo con el proyecto Fénix, operado por TotalEnergies en la Cuenca Austral Marina. Entre 2023 y 2024 se perforaron tres pozos de desarrollo que hoy aportan cerca de 10 millones de metros cúbicos diarios de gas al sistema nacional.

Con este aporte, la producción offshore representa aproximadamente el 20% del gas del país, considerando también los históricos yacimientos Carina y Vega Pléyade. Este desempeño reafirma la capacidad técnica y operativa de Argentina para sostener proyectos marinos de escala relevante.

No obstante, el país aún carece de una cadena de suministros específicamente desarrollada para abastecer proyectos offshore de gran magnitud. La logística, los servicios especializados y la infraestructura portuaria siguen siendo uno de los principales desafíos para capitalizar futuras inversiones.

En este sentido, Uruguay aparece como un ejemplo regional de planificación. Con bloques adjudicados a compañías majors, marcos regulatorios estables y compromisos de perforación asumidos, el país logró posicionarse como un actor avanzado dentro del margen atlántico sudamericano.

APA Corporation y Chevron ya anunciaron actividades sísmicas y compromisos exploratorios entre 2025 y 2027 en aguas uruguayas, lo que anticipa un nuevo ciclo de exploración activa en la región. En paralelo, el sur de Brasil reactivó su Cuenca de Pelotas mediante rondas licitatorias permanentes.

Del otro lado del Atlántico, Namibia consolidó descubrimientos comerciales que reforzaron el interés global por este sistema conjugado. Ambos márgenes comparten una historia geológica común desde la apertura del Atlántico Sur, lo que fortalece el atractivo exploratorio del corredor regional.

YPF descartó que tenga negociaciones abiertas con Petrobras.

Una frontera que exige continuidad

El potencial energético del offshore argentino permanece intacto. La información sísmica, los datos de pozo, la experiencia operativa y los avances regulatorios conforman una base sólida para una nueva etapa exploratoria, siempre que exista continuidad institucional y visión estratégica a largo plazo.

Explorar el Atlántico Sur no implica únicamente una apuesta hidrocarburífera. Representa una oportunidad para fortalecer la soberanía energética, el desarrollo tecnológico, la formación de recursos humanos y la integración industrial, en un contexto donde la energía sigue siendo un factor central para el crecimiento económico.

La ventana de oportunidad está abierta. Convertir el conocimiento acumulado en progreso concreto dependerá de sostener políticas estables, reglas claras y una planificación que trascienda los ciclos políticos. En esa ecuación, el offshore argentino sigue siendo una de las cartas más relevantes del tablero energético nacional.