YPF, Eni y XRG, socios fundadores del proyecto, anunciaron la firma del Acuerdo de Desarrollo Conjunto (Joint Development Agreement, por sus siglas en inglés, JDA), de carácter vinculante, para el avance de Argentina LNG. 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.
Argentina LNG prevé una capacidad de producción de 12 millones de toneladas anuales (MTPA) de GNL, a través de dos unidades flotantes de licuefacción (FLNG), cada una con una capacidad de 6 MTPA. El proyecto está diseñado para integrar las etapas de producción, procesamiento, transporte y exportación de GNL.
La firma del JDA representa un nuevo hito para el proyecto, ya que establece el plan de trabajo que permitirá a las partes avanzar hacia la siguiente etapa de desarrollo. En este marco, los socios llevarán adelante la Ingeniería Básica (Front-End Engineering Design – FEED) y otras actividades asociadas, incluyendo tareas de ingeniería, estructuración técnica y los principales frentes de trabajo comerciales y de financiamiento.
Horacio Marín, presidente y CEO de YPF, señaló 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”.
Finalmente, 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 internacionales, al tiempo que genera valor de largo plazo para los socios y las comunidades locales”.
YPF, Eni y XRG anunciaron la firma del Acuerdo de Desarrollo Conjunto (Joint Development Agreement, JDA), de carácter vinculante, para el avance de Argentina LNG, 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.
Argentina LNG prevé una capacidad de producción de 12 millones de toneladas anuales (MTPA) de GNL, a través de dos unidades flotantes de licuefacción (FLNG), cada una con una capacidad de 6 MTPA.
El proyecto está diseñado para integrar las etapas de producción, procesamiento, transporte y exportación de GNL. Se espera que el proyecto genere una inversión significativa, empleo y consolide una capacidad de exportación energética de largo plazo.
La firma del JDA establece el plan de trabajo que permitirá a las partes avanzar hacia la siguiente etapa de desarrollo. En este marco, los socios llevarán adelante la Ingeniería Básica (Front End Engineering Design–FEED) y otras actividades asociadas, incluyendo tareas de ingeniería, estructuración técnica y los principales frentes de trabajo comerciales y de financiamiento.
El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, señaló “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. Continuaremos trabajando de manera muy intensiva para alcanzar la Decisión Final de Inversión durante la segunda mitad de 2026”.
Por su parte el Chief Operating Officer de Global Natural Resources de Eni, Guido Brusco, comentó, “con la f irma 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”.
Al respecto, 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 gran escala que contribuya a un suministro energético confiable y flexible para los mercados internacionales, al tiempo que genera valor de largo plazo para los socios y las comunidades locales”.
Argentina LNG es un proyecto de gas a gran escala, que integra upstream y midstream, diseñado para desarrollar los recursos de Vaca Muerta y abastecer a los mercados internacionales. Se espera que alcance exportaciones por hasta 12 millones de toneladas anuales de GNL para 2030, con la posibilidad de escalar a 18 MTPA. https://argentinalng.ypf.com/
El objetivo de YPF, Eni y XRG es trabajar intensamente durante los próximos meses para alcanzar la Decisión Final de Inversión.
YPF, junto a sus socios internacionales Eni y XRG, firmó el Acuerdo de Desarrollo Conjunto (JDA, por sus siglas en inglés) para dar curso definitivo al proyecto Argentina LNG. Este documento, de carácter vinculante, establece la hoja de ruta técnica y financiera para convertir el gas de Vaca Muerta en un producto de exportación global a través de la tecnología de licuefacción.
Argentina LNG contempla el despliegue de una infraestructura integrada que abarca desde la producción en boca de pozo (upstream) hasta el transporte y procesamiento (midstream). El core de la operación residirá en dos unidades flotantes de licuefacción (FLNG), cada una con capacidad para procesar 6 millones de toneladas anuales (MTPA).
En una primera etapa, el consorcio apunta a una producción de 12 MTPA para el año 2030, con el horizonte puesto en una expansión que podría llevar la capacidad instalada a las 18 MTPA. Esta escala posicionaría a la Argentina entre los principales jugadores del mercado global de GNL, compitiendo con exportadores de primer nivel.
La hoja de ruta de Argentina LNG
Horacio Marín, presidente y CEO de YPF, señaló, “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 -agregó-, 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”.
Finalmente, 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 internacionales, al tiempo que genera valor de largo plazo para los socios y las comunidades locales”, completó Al Aryani.
El ingreso de XRG al consorcio
La firma del JDA también sirvió para formalizar la incorporación de XRG como socio fundador del proyecto. A partir de este momento, los socios iniciarán formalmente la etapa de Ingeniería Básica (FEED).
Este proceso incluye la estructuración técnica detallada de las plantas flotantes, el diseño de los frentes comerciales para la venta del gas y la ingeniería de financiamiento necesaria para sostener una inversión de esta magnitud.
Según confirmó la conducción de YPF, el objetivo es trabajar intensivamente durante los próximos meses para alcanzar la Decisión Final de Inversión (FID) en la segunda mitad del año. De concretarse, la Argentina consolidaría una capacidad de exportación energética de largo plazo, generando empleo genuino y una entrada de divisas fundamental para la estabilidad macroeconómica del país.
La Administración de Información Energética (EIA) pronostica un aumento en los inventarios mundiales de petróleo.
La Administración de Información Energética (EIA) de los Estados Unidos pronostica que el precio del Brentpromediará por debajo de los US$ 60 por barril durante 2026 y 2027, manteniendo la tendencia bajista, impulsada por el incremento en los inventarios mundiales de petróleo.
El Brent promedió al alza durante enero debido a interrupciones no programadas en la producción de petróleo crudo en EE.UU y Kazajistán. Sin embargo, la tendencia bajista se sostiene por aumentos esperados en la producción global, en donde la Argentina destacará por la puesta en operación esperada del oleoducto Vaca Muerta Oil Sur(VMOS) para fines de este año.
EE.UU.: precios del petróleo por debajo de los US$ 60 por barril
En su reporte energético de corto plazo (STEO) publicado este febrero, la EIA pronostica que el Brent promediará un precio de US$ 58 por barril en 2026. El precio estará ligeramente por encima de los US$ 55 por barril pronosticados en el reporte de diciembre.
Sin embargo, la tendencia bajista se mantendrá. El Brent promedió unos US$ 69 por barril en 2025. La agencia estadounidense estima que los precios promediarán a la baja todavía más, a US$ 53 por barril durante 2027.
Las disrupciones inesperadas no alteran el escenario de aumento de producción
El precio del Brent promedió US$ 67 por barril en enero, el nivel más alto desde septiembre de 2025, ya que los eventos relacionados con el clima interrumpieron el suministro mundial de petróleo crudo y las crecientes tensiones con Irán ejercieron presión al alza sobre los precios.
A pesar de eventuales disrupciones, los precios internacionales del crudo seguirán bajo presión producto de los incrementos de producción, especialmente en países que no forman parte de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP), como Guyana, Brasil y la Argentina.
La EIA evalúa que por el descalce entre una producción creciente y una demanda que apenas crecerá, los inventarios de petróleo en el mundo seguirán en aumento. El pronóstico es que el mundo acumulará inventarios por 3,1 millones de barriles por día en 2026, en comparación con una acumulación promedio de 2,7 millones de bpd en 2025.
«Evaluamos que el fuerte crecimiento de la producción mundial de petróleo seguirá superando el consumo de petróleo durante nuestro pronóstico, lo que impulsa nuestra evaluación de que los inventarios mundiales de petróleo aumentarán«, dice el reporte.
En cambio, se espera que la acumulación de inventarios disminuya ligeramente el próximo año, a un promedio de 2,7 millones de bpd en 2027.
China puede ayudar a sostener el Brent
Como la agencia estadounidense viene subrayando, las compras de China para su reserva estratégica de petróleo seguirán siendo cruciales para evitar caídas más profundas en los precios durante el 2026, aunque estas compras excepcionales disminuirían a partir de 2027.
China representó aproximadamente la mitad de los 2,3 millones de bpd de inventarios que los países no pertenecientes a la OCDE acumularon durante 2025.
La EIA estima que las compras chinas fueron destinadas a sus reservas estratégicas de petróleo. Estos barriles no estarían comercialmente disponibles, por lo cual configuran una demanda excepcional que ayuda a sostener los precios internacionales.
«Suponemos que China continuará acumulando reservas estratégicas a un ritmo prácticamente igual de aproximadamente 1 millón de bpd en 2026, antes de reducirlas en 2027″, dice la agencia.
La OPEP+ mantendrá una producción estable
El esquema que agrupa a la OPEP y aliados, OPEP+, reafirmó a comienzos de febrero sus planes de mantener la producción estable en el primer trimestre de 2026. La EIA estima que la OPEP+ no aumentará la producción en 2027.
«A pesar de que no hay planes de anunciar objetivos para 2027 hasta el cuatro trimestre de 2026, no esperamos que la OPEP+ aumente la producción el próximo año, dada nuestra expectativa de una gran acumulación de inventarios durante el período de pronóstico», evaluó la EIA.
La incorporación de almacenamiento en la nueva subasta de largo plazo trasladó la discusión desde la tecnología hacia la estructura de ingresos. El sistema necesitará baterías para cubrir la franja nocturna y sostener la confiabilidad ante mayor penetración solar, pero la pregunta es si el diseño actual permite financiar esa inversión bajo esquemas de Project Finance.
El experto en regulación Manuel Gómez Fajardo consideró que el debate no es sobre la necesidad técnica del almacenamiento, sino sobre su sostenibilidad económica: «El punto crítico aparece cuando se analizan los ingresos esperados frente al CAPEX que implica instalar baterías de respaldo».
Los productos 1 y 3 exigen entrega en bloques horarios que, en la práctica, obligan a hibridar con sistemas de almacenamiento. Sin embargo, el contrato adjudicado remunera energía entregada, no potencia disponible, por lo que esa diferencia altera la estructura financiera del proyecto.
“¿Se cubre únicamente con ese ingreso del PPA? Yo creo que no”, advirtió Gómez Fajardo en diálogo con Energía Estratégica.
El esquema actual depende principalmente de pagos por MWh, mientras que el almacenamiento requiere reconocimiento por capacidad firme o disponibilidad para cerrar la ecuación financiera.
Bajo la metodología vigente del cargo por confiabilidad, la ENFIC reconoce generación firme. Las baterías, al no producir energía por sí mismas, quedan parcialmente fuera de ese esquema.
“Esa ENFIC, como está estructurada a la fecha, depende de la generación, y el almacenamiento por sí solo no aporta generación”, explicó el especialista, aludiendo a que esa limitación regulatoria reduce la previsibilidad de ingresos y eleva el riesgo para financiadores.
La experiencia internacional muestra que el arbitraje de precios —comprar en horas valle y vender en horas pico— resulta complementario, pero insuficiente para respaldar inversiones de largo plazo. Por ejemplo, en Chile, el desarrollo de almacenamiento se aceleró cuando se introdujo remuneración explícita por potencia en bloques horarios definidos, permitiendo estructurar ingresos más estables, a tal punto que hoy en día, los sistemas BESS se convirtieron en una pieza clave para enfrentar las restricciones del sistema.
28 proyectos en operación (1,6 GW – 4,1 hrs de duración promedio).
6 proyectos en pruebas (0,7 GW – 3,6 hrs de duración promedio).
68 proyectos en construcción (6,8 GW – 4,4 hrs de duración promedio).
14 GW de almacenamiento con calificación ambiental favorable
13 GW de almacenamiento que actualmente están en calificación ambiental.
Mientras que en Colombia, el concepto de revenue stacking —acumulación de ingresos por energía, potencia y servicios complementarios sin doble pago— aún requiere consolidación normativa. Sin ese esquema integral, la señal económica no alcanza para atraer capital conservador.
El especialista fue claro respecto al alcance de la subasta: “La subasta por sí sola no va a solucionar el problema. En un mercado donde ya existen PPAs bilaterales de 12 a 15 años, cualquier diseño menos competitivo puede quedar sin participación suficiente».
Además, distinguió dos modelos distintos. El primero, cuando el almacenamiento opera como activo competitivo hibridado con solar, depende de señales de mercado reforzadas por regulación adecuada; en cambio, si actúa como activo de red —con ingreso regulado y carácter de monopolio natural— requiere convocatorias específicas financiadas vía tarifa.
Como consecuencia, su exigencia en una subasta no equivale a hacerlo financiable, ya que bajo la mirada del especialista, sin reconocimiento explícito de potencia o disponibilidad, el riesgo es que los productos que lo incluyen enfrenten baja adjudicación en un mecanismo voluntario donde el mercado define la conveniencia económica.
España anunció la aprobación del Reglamento General de Suministro, Comercialización y Agregación de Energía Eléctrica, a través del cual se regula por primera vez la figura del agregador independiente.
De acuerdo al Real Decreto, los agregadores independientes podrán combinar múltiples consumos, generación o almacenamiento de electricidad para su participación en los mercados eléctricos, especialmente en los de balance, prestando servicios de respuesta de la demanda.
“Se regula la figura del agregador independiente, que prestará servicios de gestión de la demanda al sistema eléctrico y además permitirá con ello rebajar las facturas de los consumidores”, afirma el MITECO en el comunicado oficial.
Este nuevo marco normativo permite a los consumidores contratar libremente los servicios de un agregador, sin necesidad de renunciar a su contrato de suministro con una comercializadora. Esto significa que podrán optimizar su consumo, monetizar su flexibilidad y participar activamente en los mercados eléctricos.
Además, el reglamento reconoce al agregador como un nuevo sujeto con derechos y obligaciones equivalentes a los de las comercializadoras, incluyendo requerimientos de garantías y de adhesión a códigos de conducta para garantizar la protección de los datos.
La medida, adoptada por el Consejo de Ministros a propuesta del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (MITECO), responde a un mandato de la Directiva (UE) 2019/944 y busca incorporar nuevos recursos de flexibilidad al sistema eléctrico, en un contexto de creciente participación renovable.
Desde el MITECO se destaca que “su despliegue resulta imperativo para dotar al sistema de nuevos recursos flexibles”, especialmente ante la creciente integración de generación renovable y el cierre progresivo de tecnologías convencionales, que hasta ahora han sido responsables de mantener el equilibrio permanente entre oferta y demanda.
La aprobación de este reglamento llega en un momento en que el sector energético español discute activamente el modelo de flexibilidad que requiere la red. “Aquí discutimos sobre el rol del agregador independiente para desbloquear todo el potencial de la flexibilidad en España y los cambios regulatorios necesarios para llegar a lo que ya sucede en países como Francia, Bélgica o Portugal”, señalan voces técnicas del sector.
En ese marco, se recuerda que la transición hacia un sistema eléctrico más dinámico y descentralizado exige la colaboración entre todos los actores: distribuidores, agregadores, consumidores e industria. “Solo así podremos aprovechar la capacidad real de nuestras redes”, advierten desde el entorno técnico.
El reglamento establece un cronograma claro para su implementación. Red Eléctrica, como Operador del Sistema, tendrá dos meses para diseñar el procedimiento de operación del modelo de agregación. Por su parte, la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) contará con tres meses para adaptar los sistemas de intercambio de información que permitan la participación efectiva de los agregadores en los mercados. Una vez cumplidas estas etapas, el MITECO publicará, vía orden ministerial, el modelo de agregación centralizado que incluirá mecanismos de corrección y compensación en las liquidaciones entre agregadores y comercializadoras.
La subasta, prevista inicialmente para 2023, continúa en suspenso mientras Bruselas analiza el diseño propuesto por el Gobierno y el sector renovable espera la primera subasta para 2027 o 2028. Por lo que esta demora refleja los desafíos regulatorios que aún enfrenta el país en la implementación de mecanismos avanzados de mercado, como también lo será el despliegue efectivo del agregador independiente en coordinación con otros instrumentos de flexibilidad.
Además, el reglamento habilita a los consumidores a disponer de dos potencias contratadas durante un mismo ejercicio, con cambios aplicables por trimestres, meses, días u horas, y permite que un consumidor pueda contratar simultáneamente con varios comercializadores o acudir directamente al mercado mayorista; disposiciones pensadas para brindar herramientas que permitan reducir los costes del suministro eléctrico y aumentar la competitividad del tejido productivo.
Para el sector renovable, la medida supone una palanca para acelerar su integración operativa en el sistema. La posibilidad de activar demanda de forma agregada y bajo control digital amplía el rango de herramientas disponibles para absorber generación variable sin necesidad de sobredimensionar infraestructuras.
“Los consumidores podrán contratar con varios comercializadores a la vez y directamente con productores de energía”, destaca el reglamento. Una afirmación que, en términos prácticos, abre un nuevo paradigma de mercado, pero cuya materialización dependerá de la claridad técnica, interoperabilidad de plataformas y disposición de todos los agentes a integrarse en el nuevo modelo.
Con esta norma, se da un paso hacia una mayor descentralización y digitalización del sistema eléctrico, aunque su impacto final dependerá de la implementación operativa y de la capacidad del ecosistema eléctrico español para asumir el cambio con rapidez y sin fricciones regulatorias.
“Lo novedoso de estos esquemas es que permiten redefinir la relación entre la CFE y los inversionistas privados, pasando de una lógica de competencia a una lógica de colaboración”, señaló Arturo Carranza, director de Proyectos de Energía en Akza Advisors en diálogo con EnergíaEstratégica.
A su juicio, el hecho de compartir la toma de decisiones con un actor clave del sistema eléctrico genera condiciones más favorables para viabilizar proyectos en el corto plazo.
Esta figura toma especial relevancia si se considera que, según la Secretaría de Energía (SENER), la demanda eléctrica en México crecerá entre 3% y 5% anual durante la próxima década, con zonas como el sureste del país proyectando un crecimiento aún mayor. Frente a ese escenario, Carranza subraya que “el gobierno debe de sumar a los privados en el desarrollo y la construcción de infraestructura eléctrica”.
La atracción de capital financiero es otro de los elementos que convierten a los contratos mixtos en una herramienta de alto potencial.
“Actualmente se observa un interés de la banca y de los fondos por los proyectos energéticos en México”, afirmó el consultor.
No obstante, advirtió que la viabilidad financiera dependerá del cumplimiento normativo: “Al momento de materializar este interés, y de aterrizar el financiamiento, los elementos más importantes tienen que ver con los permisos de generación y los contratos de interconexión de los proyectos”.
Desde su visión, el corazón de estos esquemas está en la coordinación: “Si la CFE y los privados pueden asociarse para conseguir el visto bueno alrededor de estos y otros requisitos, los esquemas para el desarrollo mixto serán lo suficientemente bancables”. Esa lógica permitiría alinear intereses para conseguir la aprobación necesaria de las autoridades y garantizar la ejecución de los proyectos.
Cabe recordar que el marco normativo define tres mecanismos de adjudicación para estos proyectos: licitación pública, invitación restringida y adjudicación directa, cada uno con procedimientos técnicos y financieros específicos. En este modelo, los inversionistas privados podrán integrarse en proyectos compartiendo costos, riesgos e inversiones, siempre que se garantice una rentabilidad financiera sostenible y se cumplan criterios de confiabilidad, seguridad, accesibilidad y sostenibilidad del Sistema Eléctrico Nacional.
Para cada iniciativa, se establecerá un Grupo de Desarrollo Mixto (GDM), compuesto por representantes de la CFE, la Secretaría de Energía (SENER) y la Secretaría de Hacienda, que evaluará la viabilidad técnica, operativa, financiera y socioambiental de los proyectos.
El documento oficial establece que “los contratos deberán contemplar cláusulas sobre estructura legal, financiamiento, derechos y obligaciones, mecanismos de gobernanza y resolución de controversias”, lo cual busca ofrecer garantías para ambas partes.
El marco normativo de la CFE establece que la licitación pública será el mecanismo general de selección, aunque deja abierta la posibilidad de adjudicaciones directas dependiendo del tipo de proyecto y su urgencia.
“Determinar qué mecanismo de selección de inversionistas se empleará dependerá de los requerimientos de capacidad, los requerimientos tecnológicos y las necesidades de almacenamiento de cada uno de los polos de desarrollo”, apuntó el especialista.
«Se prevé que el éxito de los esquemas para el desarrollo mixto esté relacionado con la confianza que la CFE pueda transmitirles a los interesados. Será muy pertinente que la CFE explique con claridad cuáles son sus expectativas con respecto a la participación de los privados en estos esquemas y qué ofrece como contraparte”, agregó.
En este marco, los contratos mixtos fueron pensados como una respuesta a los desafíos de expansión y modernización del sistema eléctrico nacional, integrando tecnologías tanto convencionales como renovables.
“Todas las tecnologías, ya sean convencionales o renovables, tienen cabida en este esfuerzo en función de los desafíos futuros”, sostuvo el ejecutivo de Akza Advisors, aunque advirtió que para movilizar capital privado significativo hacia renovables no bastan los lineamientos. Se necesita certidumbre regulatoria y coordinación entre instituciones.
“Las autoridades deben de generar las condiciones suficientes para brindar confianza y certeza a los privados que están interesados en invertir en proyectos renovables”, sostuvo. Y aclaró que este trabajo debe involucrar también a la Comisión Nacional de Energía y la Secretaría de Energía.
La magnitud de la oportunidad es clara: “El gobierno ha anunciado que el 54% de los 5.6 billones de dólares que se esperan impulsar en proyectos de infraestructura durante los siguientes años tienen que ver con el sector energético”.
De ahí que la coordinación interinstitucional será clave para que los contratos mixtos no queden solo en papel, sino que se conviertan en motores reales de desarrollo eléctrico y sostenibilidad.
ACCIONA Energía firmó un contrato con CATL, el mayor fabricante de baterías para sistemas de almacenamiento de energía, para el suministro de 1GWh de capacidad que la compañía instalará en el parque fotovoltaico Malgarida (238MWp), ubicado en el desierto de Atacama.
“A través de este importante proyecto, uno de los más grandes de América Latina, ACCIONA Energía continuará desplegando soluciones de energías limpias y flexibles a precios competitivos, contribuyendo a reducir el uso de combustibles fósiles y reafirmando nuestro compromiso con la transición energética y la inversión de largo plazo en Chile”, afirmó JaimeToledo, director general de ACCIONA Energía para Sudamérica.
Por su parte, Sabrina Xia, Head de CATL Chile, señaló que “las baterías Tener Stack que proveeremos a ACCIONA Energía son de última generación y serán las primeras de este tipo que se instalarán en América Latina».
«Su mayor ventaja es que reducen en 30% el costo de construcción porque requieren menor espacio y equipos para su instalación”, añadió.
El proyecto de almacenamiento de energía en baterías (BESS) ha sido recientemente declarado en construcción por parte de la Comisión Nacional de Energía, y su puesta en marcha está prevista a principios de 2027.
La batería tendrá 1GWh de capacidad de almacenamiento, lo que permitirá almacenar, gestionar y despachar la energía fotovoltaica producida en Malgarida en el horario nocturno a precios competitivos reduciendo el uso de los combustibles fósiles y las emisiones de CO₂ asociadas.
Con la batería de Malgarida, ACCIONA Energía contribuirá a optimizar la gestión de la energía renovable en Chile, donde cuenta con una capacidad instalada total de 922MW repartida en tres parques eólicos –Punta Palmeras (45MW), San Gabriel (183MW) y Tolpán Sur (84MW)– y cinco plantas fotovoltaicas: El Romero (246MWp), Usya (64MWp), Almeyda (62MWp) y Malgarida (238MWp).
La compañía también está desarrollando una cartera de tres proyectos de almacenamiento de energía en baterías por un total de 1,5GWh, vinculados a sus plantas fotovoltaicas en Chile.
Y los sistemas BESS a escala utility desempeñan un papel fundamental en el pipeline para facilitar la integración de las energías renovables, permitiendo el suministro de energía limpia durante los picos de demanda y fortaleciendo la seguridad del suministro eléctrico nacional.
Zelestra, compañía global de energías renovables y multitecnología, ha acordado un bono sindicado de 130 millones de euros con Santander, respaldado por ICO (Instituto de Crédito Oficial) y Cesce (Compañía Española de Seguros de Crédito a la Exportación).
La facilidad sindicada de bonos y acciones por 130 millones de euros respaldará hasta 500 MW de proyectos internacionales contratados en Italia, Alemania y Estados Unidos (alineados con el Marco de Financiación Verde de Zelestra) cuya construcción comenzará en 2026 y 2027.
La compañía está desarrollando nueva capacidad de almacenamiento de energía eólica, solar y de baterías; y además de diversificar las operaciones de financiación de Zelestra, la instalación refuerza la confianza del sector financiero en su estrategia global.
Xavier Puig, director financiero de Zelestra, afirmó: «A medida que continuamos logrando un crecimiento sustancial a nivel mundial gracias a la estrategia centrada en el cliente de Zelestra, nos complace contar con el respaldo de importantes entidades crediticias y agencias de crédito internacionales. Esta línea de crédito impulsará nuestro crecimiento y nuestra capacidad para ejecutar importantes proyectos de energía limpia para nuestros clientes y comunidades en nuestros mercados globales».
Cesce, como Agencia Española de Crédito a la Exportación (ACE), gestiona por cuenta del Estado los seguros de crédito e inversión, supervisando los riesgos políticos, comerciales y extraordinarios asociados a la internacionalización de las empresas españolas.
La industria de las energías renovables alimenta la expectativa inmediata de que el Poder Ejecutivo incorpore al temario de sesiones extraordinarias el proyecto de ley que extiende por 20 años los principales alcances de la Ley 27.191 que estableció el régimen de fomento del sector, o bien que la discusión retome el trámite parlamentario en el período ordinario que inicia el 1 de marzo.
Tras la caducidad el pasado 31 de diciembre y el fallido intento por incluir una prórroga de la estabilidad fiscal en el Presupuesto 2026, el sector entró en una nueva etapa de definiciones legislativas para lograr la continuidad del régimen de fomento vigente la última década. El régimen presente hasta el 31 de diciembre, se asegura, fue el que permitió inversiones por más de US$7.000 millones y la instalación de nueva capacidad de generación por 6,5 Gw.
La industria de energías renovables busca restablecer el paraguas normativo que atravesó cuatro gestiones distintas de gobierno. En diciembre, durante las negociaciones presupuestarias, se intentó una «vía corta» que consistía en un artículo único que extendiera 30 años la seguridad jurídica ante la inminente caída de la ley original.
Sin embargo, ese capítulo fue retirado por el oficialismo del texto final como parte de las negociaciones, lo que incluyó puntos como la resolución de las deuda de las distribuidoras eléctricas con Cammesa o la modificación del régimen de zona fría, entre otros.
Al no lograrse esa transición administrativa que diera un plazo más amplio para discutir un nuevo marco normativo, desde el sector se explica que los nuevos proyectos que no alcanzan el umbral de los u$s200 millones para calificar en el RIGI se encuentran, formalmente, sin un marco de promoción específico que garantice estabilidad ante posibles cambios tributarios. Es algo esencial en que los desarrolladores insisten por tratarse de inversiones de décadas de operación comercial.
Puntos clave del proyecto de Energías Renovables
En este contexto, la Cámara de Generadores y Cadena de Valor de Energías Renovables (CEA) monitorea de cerca los movimientos en el Congreso. La mirada está puesta en el proyecto de ley modificatorio presentado en agosto de 2025 por el entonces diputado Martín Maquieyra. Aquella iniciativa, que contaba con el aval técnico de la Secretaría de Energía, proponía extender los beneficios hasta 2045, adaptando el esquema a la modernización del mercado eléctrico y garantizando que las reglas de juego se mantengan inalteradas por 20 años.
Pese a que el proyecto original conserva estado parlamentario, el recambio legislativo de diciembre provocó la caída del dictamen de comisión que ya se había logrado tras meses de debate. Esto implica que, de no mediar un tratamiento por «vía rápida» en extraordinarias, el texto deberá volver a discutirse en la Comisión de Energía una vez que se conformen sus nuevas autoridades en marzo. Para el sector, este paso también es clave para consolidar la confianza de los organismos de financiamiento internacionales que fondean muchos de los proyectos.
Desde la CEA subrayan que se encuentran «preocupados y ocupados», pero aclaran que el objetivo es evitar la discrecionalidad impositiva. “Proyectos de infraestructura energética, con vidas útiles que superan los 25 años, requieren una certeza que trascienda los mandatos presidenciales. La mayor preocupación no es la falta de incentivos directos, sino la posibilidad de que surjan gravámenes provinciales o municipales que alteren la ecuación económica de los parques”, señalaron.
Fuentes vinculadas a la labor legislativa explicaron que el Gobierno tiene intenciones de avanzar, pero la agenda parlamentaria hoy se encuentra saturada por temas de alto impacto político como la reforma laboral, el acuerdo Mercosur-UE o la Ley de Glaciares. No obstante, existe la posibilidad de que el Ejecutivo emita un decreto para sumar el proyecto de renovables al temario de extraordinarias aunque los tiempos entraron en cuenta regresiva al 27 de febrero, lo evitaría esperar la conformación de las comisiones ordinarias.
El proyecto en cuestión presentado por una veintena de legisladores que incluía también a los diputados Lorena Villaverde y Cristian Ritondo introduce cambios profundos en la operatoria del mercado. Uno de los puntos más destacados es la eliminación de la intermediación de Cammesa en la compra de energía para grandes usuarios. Esta medida busca desregular el segmento, permitiendo contratos directos entre privados y eliminando precios máximos.
Se trata de una transición hacia un modelo de mercado más abierto, sin la tutela del Estado en la fijación de precios. Pero sobre todo abre un nuevo universo de clientes para el segmento generador que ante la retirada en los hechos de las compras públicas de energía a través de programas como el Renovar, encuentra la posibilidad de ampliar su base a través de las empresas distribuidoras de energía eléctrica. En la actualidad, se asegura que el Mercado a Término de Energías Renovables (Mater), está encontrando su techo.
Por qué el sector busca extender el blindaje tributario y jurídico
El aspecto central que la normativa busca blindar es el artículo 17 de la vieja ley, que establece que la utilización de fuentes renovables no estará alcanzada por ningún tipo de tributo específico, canon o regalía. Para las empresas, esta es la «columna vertebral» de la norma. Argumentan que la estabilidad fiscal no representa un costo para las arcas públicas, ya que se trata de gravámenes que nunca existieron para el sector, sino que funciona como un seguro contra la inseguridad jurídica que suele afectar a los hundimientos de capital de largo plazo.
Incluso con este debate pendiente, la actividad en el terreno continúa. “Los proyectos siguen su curso administrativo, aunque bajo la lupa de los departamentos legales que analizan el impacto de la actual falta de cobertura”, indicaron las fuentes. La industria insiste en que una ley aprobada bajo una gestión, continuada por otras dos y ahora perfeccionada por una cuarta, es la mejor señal de institucionalidad que la Argentina puede dar a los inversores que miran la infraestructura.
Además de la estabilidad, el nuevo texto busca fomentar la medición inteligente y la gestión de la demanda. Se trata de una actualización necesaria para un sistema que ya cuenta con un 19% de participación renovable en la demanda total. El desafío, coinciden las fuentes, ya no es solo generar energía limpia, sino integrarla a una red de transporteque hoy opera al límite y que requiere de este marco legal para proyectar nuevas obras de ampliación.
La viabilidad económica de los proyectos medianos, que son los que dinamizan las economías regionales y el empleo local, depende de esto, aseguran. Al no poder acceder al RIGI por el monto de inversión, la prórroga de los alcances de la Ley 27.191 se vuelve el único camino para mantener la competitividad. “Un banco que financia un parque eólico mira con lupa la vigencia de estas normas para determinar las tasas de interés; a mayor incertidumbre, mayor es el costo del capital”, reseñaron.
El Gobierno, a través de sus negociadores en el Congreso, recibió el pedido formal del sector. Si bien no es la prioridad del oficialismo en comparación con las reformas estructurales del Estado, se reconoce que existe un consenso técnico sobre su importancia. El desenlace en las próximas semanas determinará si la industrias de las renovables logra empalmar el éxito del esquema anterior con una nueva etapa de expansión marcada por un paraguas de seguridad jurídica hasta 2045.
Llegó Future Energy Summit (FES) Iberia Renewables & Storage, el encuentro que se posiciona como la cita clave del sector energético en España y que con más de 50 speakers confirmados combina debates de alto nivel técnico con discusiones políticas estratégicas para acelerar la transición energética.
La jornada se transmite en vivo a través del canal oficial de YouTube de FES, ampliando el alcance a ejecutivos, funcionarios y especialistas de toda la región ibérica y Latinoamérica, con cobertura en tiempo real, entrevistas exclusivas y networking estratégico.
La apertura institucional estará a cargo de referentes del Gobierno nacional y regional, entre ellos Carmen López Ocón, directora de Energías Renovables y Mercado Eléctrico del Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE), y Fátima García Señán, subdirectora general de Almacenamiento y Flexibilidad del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (MiTEco) (MITECO).
Mientras que la representación institucional de las Comunidades Autónomas será una de las más amplias hasta ahora en un evento de este tipo. Confirmaron su participación Manuel Larrasa Rodríguez (Junta de Andalucía), Alberto Hernández Suárez (Gobierno de Canarias) y Alfonso Arroyo González (Junta de Castilla y León).
El encuentro también convoca a líderes del sector privado para debatir cómo acelerar la integración de energías variables, fortalecer la flexibilidad del sistema eléctrico y consolidar nuevos modelos de negocio.
Entre las compañías protagonistas se encuentran Iberdrola Renovables, EDP Renewables, Acciona Energía, Galp, Enagás, Redeia, Lightsource bp, Grupo Elecnor, Recurrent Energy, GameChange Solar, SMA Ibérica, Sonnedix, Ignis Energía, Lantania, NextEnergy Capital, Yingli Solar, Greenyellow y Verbund Green Power Iberia, junto a una amplia red de desarrolladores, tecnológicas y fondos de inversión que están impulsando la nueva etapa del mercado.
Entre ellos se destacan Julio Castro, CEO de Iberdrola Renovables, Rocío Sicre, directora general de EDP Renewables España, Rafael Esteban, Global Chief Business Development Officer de Acciona Energía, Miguel Sánchez Praena, CEO de Altano Energy yFernando Cremades, Global Head of Growth de Galp.
Asimismo, participarán representantes de empresas como Enagás, Templus, Lightsource bp, Wattkraft, Grupo Elecnor, Recurrent Energy,GameChange Solar, Chemik Group, Soletrax, SMA Ibérica, Sonnedix,Ignis Energía, Lantania, NextENergy Capital, Redeia,Yingli Solar, Factiun, Schletter, Greenyellow, Capture Energy y Verbund Green Power Iberia.
También dirán presente firmas como Plug & Play Energy, BLC Power Generation,AsturmadiReenergy, Gonvarri Solar Steel, Meteo Control, Flexgen y Riello Solartech, consolidando una agenda empresarial diversa y altamente especializada.
El protagonismo del almacenamiento en FES Iberia coincide con un contexto nacional de fuerte aceleración. En solo tres semanas, España tramitó más de 570 MW de almacenamiento BESS para hibridación con renovables, sumado a que en la última convocatoria del FEDER para almacenamiento, se adjudicaron más de 9.4 GWh distribuidos entre 126 proyectos.
Es por ello que el storage ocupa un lugar central en el debate de FES Iberia con empresas como Huawei Digital Power, Zelestra, Jinko ESS, Tera Batteries y Master Battery, que analizarán analizan el papel estratégico de los sistemas BESS en un contexto donde España acelera la tramitación de proyectos hibridados y redefine su mapa de capacidad flexible.
El debate ya comenzó —y puede seguirse en directo— en una jornada que con cobertura en tiempo real, entrevistas exclusivas y espacios de networking estratégico, la cual busca sentar las bases del próximo capítulo del almacenamiento y las energías renovables en España, a la vez de construir consensos técnicos e identificar oportunidades de colaboración.
La distribuidora Metrogas obtuvo el Premio Nacional a la Calidad 2025 en la categoría Gestión Integral de Empresas Grandes. Este reconocimiento es el más importante del país para organizaciones, tanto públicas como privadas, que alcanzan niveles de excelencia en sus procesos y resultados.
La compañía, principal empresa de distribución de gas natural por redes que presta servicio a 2,4 millones de clientesen la Ciudad de Buenos Aires y 11 partidos del sur/sudoeste del conurbano, resultó ganadora en la categoría destinada al sector privado. Esta tradicional distinción es instituida por el Congreso Nacional mediante la Ley 24.127 y que administra la Fundación Premio Nacional a la Calidad.
El premio es la máxima distinción otorgada a instituciones que implementan modelos de gestión para mejorar la calidad de sus productos, servicios y procesos, siempre con un enfoque hacia la mejora continua y la sostenibilidad.
Al respecto, el presidente de MetroGAS, Andrés Scarone, expresó que «la obtención de este reconocimiento ratifica la decisión estratégica de una compañía líder que logró implementar proyectos innovadores y mejorar su eficiencia operativa en los últimos años«.
El proceso de transformación
La obtención de este galardón fue presentado por la compañía como resultado de un plan de transformación iniciado hace un lustro. Según sostuvo el CEO de la firma, Sebastián Mazzucchelli, desde hace cinco años «la organización se planteó el objetivo estratégico de convertirse en una empresa más moderna, ágil y rentable».
Como parte de este despliegue, la compañía implementó en 2021 el modelo «Camino a la Excelencia», lo que permitió fortalecer capacidades, desarrollar competencias clave y afianzar prácticas de gestión, explicó el directivo tras conocerse el reconocimiento.
Durante los años 2022, 2023 y 2024, Metrogas obtuvo tres Certificaciones Oro en «Mejores Prácticas de Gestión Integral» tras superar los puntajes requeridos en las calificaciones internas. El director ejecutivo de la Fundación Premio Nacional a la Calidad, Jorge Ferreiro, resaltó la madurez de la gestión de la distribuidora y destacó el compromiso y liderazgo de sus colaboradores para alcanzar este hito.
El proceso de evaluación para este premio contempla aspectos críticos como el liderazgo, la relación con clientes y mercados, la innovación, la gestión de personas, los recursos y la responsabilidad social. «Al estar alineado con los estándares internacionales, el galardón potencia la competitividad global de la empresa y destaca su nivel de madurez operativa», se destacó.
Metrogas, constituida 1992 a partir del proceso de privatización del servicio, es actualmente una de las prestadoras de servicios públicos más importantes de la Argentina y la tercera distribuidora del continente sudamericano por cantidad de clientes. Su red de distribución abarca una superficie de 2.150 kilómetros cuadrados.
Vista es el principal productor independiente de petróleo en la Argentina.
Vista Energy, la compañía liderada por Miguel Galuccio registró un incremento interanual del 59% en su producción total de hidrocarburos durante el cuarto trimestre de 2025. Tras la adquisición de activos de Equinor en Vaca Muerta, la firma fortalece su presencia en áreas clave de la formación.
Vista, el principal productor independiente de petróleo en la Argentina, presentó este miércoles a los mercados sus resultados operativos al 31 de diciembre de 2025. El informe refleja que sus reservas probadas y estimadas de petróleo y gas alcanzaron los 588 millones de barriles de petróleo equivalente (MMboe), lo que representa un salto del 57% respecto al año anterior.
Este crecimiento en las reservas se explica, en parte, por la incorporación de activos de Petronas en abril pasado, sumando 255.1 MMboe. El índice de reemplazo de reservas se ubicó en un 605%, mientras que, al excluir las adquisiciones, dicho indicador se mantuvo en un sólido 260%.
Vista con cifras operativas al alza
Durante el cuarto trimestre de 2025, la empresa alcanzó una producción diaria promedio de 135.414 barriles de petróleo equivalente, cifra que marca un ascenso del 59% en la comparación interanual y de 7% frente al trimestre previo. En cuanto al crudo, la producción alcanzó los 118.285 barriles diarios entre octubre y diciembre.
Los resultados responden a una estrategia de inversión intensiva en pozos nuevos y a la alta productividad de la cuenca. Según detalló la firma en su comunicación a los mercados de Buenos Aires, México y Nueva York, se conectaron 40 pozos nuevos durante la segunda mitad del año.
Vista Energy, la empresa que preside Miguel Galuccio, avanza en Vaca Muerta con la adquisición de nuevos activos.
En paralelo a sus resultados operativos, Vista viene de cerrar semanas atrás la adquisición de las participaciones que la noruega Equinor poseía en Vaca Muerta. La operación demandó una inversión neta de US$ 712 millones y permite a la compañía incorporar un 25,1% en el bloque Bandurria Sur y un 35% en Bajo del Toro.
Con este acuerdo, la empresa que preside Galuccio proyecta superar una producción de 150.000 boe/d. Estas inversiones se suman a los más de US$ 6.500 millones que la firma ya destinó al desarrollo de la formación no convencional.
Para la compañía, esta adquisición fortalece su posición en la cuenca al incorporar activos de «primer nivel» que aportan tanto producción básica como un inventario de pozos listos para perforar. Asimismo, se destacó la relación estratégica con YPF, socio y operador en ambas áreas, con quien buscan profundizar la eficiencia y competitividad en el desarrollo del shale.
Los desembolsos se realicen de manera parcial durante los próximos seis meses.
GeoPark Argentina S.A. obtuvo una facilidad de financiamiento por aproximadamente US$ 50 millones otorgada por Banco Galicia destinada a financiar capital de crecimiento y necesidades temporales de capital de trabajo asociadas al desarrollo de sus activos no convencionales en Vaca Muerta.
El financiamiento contempla vencimientos de hasta 24 meses desde cada desembolso. Se prevé que los desembolsos se realicen de manera parcial durante los próximos seis meses, en función del avance del plan de inversiones de la compañía.
“Con esta facilidad y la caja existente, GeoPark Argentina cubre sustancialmente sus necesidades de capital previstas para 2026”, aseguró Geopark a través de un comunicado. Luego agregó que “esta operación refleja la confianza de Banco Galicia en la solidez operativa, la disciplina financiera y la estrategia de crecimiento de GeoPark en el país, y refuerza la relación entre ambas instituciones.
GeoPark Argentina S.A. es una subsidiaria de GeoPark Limited (NYSE: GPRK), una de las principales compañías independientes de exploración, producción y comercialización de petróleo y gas en América Latina, con más de 20 años de trayectoria.
El Ministerio de Hidrocarburos de Chubut le reclamó a YPF “definiciones claras y concretas” respecto del proceso de venta del área Manantiales Behr, en un contexto en el que la salida de la operadora ya está teniendo impacto en los niveles de actividad, indicó la Gobernación.
Desde la cartera provincial señalaron que este proceso viene acompañado de una baja en la actividad, por lo que resulta urgente contar con certezas y acelerar las decisiones necesarias para recuperar e incrementar los niveles de inversión. El área es productora de hidrocarburos y también de energía eólica.
“Esta situación se vuelve aún más sensible si se tiene en cuenta que la Provincia ha venido gestionando y promoviendo medidas de estímulo para acompañar y fortalecer a toda la industria hidrocarburífera”, se comunicó, en alusión a la reciente decisión del ministerio de Economía nacional (en noviembre último) de modificar a la baja el esquema de retenciones a las exportaciones de crudo producido en Cuencas Convencionales maduras.
En ese marco, se remarcó que “hoy nadie puede darse el lujo de perder actividad ni puestos de trabajo, y que la Provincia ejercerá todas sus facultades como autoridad concedente para defender el empleo y el desarrollo de la Cuenca”.
En ese sentido, se recordó que “YPF continúa siendo concesionaria del área y mantiene plenamente sus obligaciones, por lo que debe cumplir con la ejecución de las inversiones y los trabajos comprometidos, aun cuando exista un proceso de venta respecto del cual, a la fecha, no hay definiciones concretas”.
El Gobierno del Chubut enviará, en la primera sesión del período ordinario de la Legislatura, un proyecto de ley para garantizar que los beneficios derivados de la eliminación de los derechos de exportación al petróleo convencional se traduzcan en más inversiones y mayor actividad en la provincia.
La iniciativa tiene como objetivo asegurar que los recursos adicionales que reciben las empresas, a partir de las medidas de alivio fiscal recientemente implementadas, sean reinvertidos en los yacimientos chubutenses. De esta manera, se busca sostener los niveles de producción y empleo, y fortalecer la actividad hidrocarburífera en la Cuenca del Golfo San Jorge.
“Resulta fundamental contar con una ley que permita controlar y garantizar el cumplimiento de los compromisos de inversión asumidos por las operadoras”. “Las medidas de alivio tienen que verse reflejadas en más actividad y más trabajo para Chubut”, señalaron desde el Ejecutivo provincial.
La distribuidora de gas por redes domiciliarias MetroGAS obtuvo el Premio Nacional a la Calidad 2025 en la categoría Gestión Integral de Empresas Grandes, el reconocimiento más importante del país para organizaciones privadas y públicas que alcanzan niveles de excelencia en sus procesos y en sus resultados.
Este galardón que administra la Fundación Premio Nacional a la Calidad es la máxima distinción que se otorga a empresas e instituciones públicas que implementan modelos de gestión para mejorar la calidad de sus productos, servicios y procesos, con un enfoque a la mejora continua y la sostenibilidad.
El presidente de MetroGAS, Andrés Scarone, expresó que el reconocimiento obtenido “ratifica la decisión estratégica de una compañía que es líder en la industria del gas y que en los últimos años logró implementar proyectos innovadores y mejorar la eficiencia operativa”.
Constituida en 1992, MetroGAS es una de las empresas prestadoras de servicios públicos más importantes del país, líder en el sector de distribución de gas natural. Por la cantidad de Clientes que posee -2.250.000 aproximadamente- es la tercera distribuidora del continente sudamericano.
Su área de operaciones abarca una superficie de 2.150 km2, comprende las redes de distribución de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires y de los siguientes partidos del Gran Buenos Aires: Avellaneda, Lanús, Lomas de Zamora, Quilmes, Berazategui, Almirante Brown, Florencio Varela, Esteban Echeverría, Ezeiza, Presidente Perón y San Vicente.
El premio potencia la competitividad global y destaca el nivel de madurez en la gestión de las empresas, alineado con los más exigentes estándares internacionales. Fue instituido por el Congreso Nacional mediante la Ley 24.127 y se divide en dos vertientes: una para el sector público y otra para el sector privado, en la que resultó premiada MetroGAS.
Sebastián Mazzucchelli, CEO de la Compañía, sostuvo que “es un día de gran orgullo para los que hacemos MetroGAS. Desde hace cinco años nos planteamos como objetivo estratégico convertirnos en una empresa más moderna, ágil y rentable, y trabajamos en equipo para llevar adelante este proceso de transformación que hoy se corona con este prestigioso reconocimiento”.
Como parte del proceso de implementación y despliegue del Modelo de Excelencia, durante 2022, 2023 y 2024 MetroGAS obtuvo tres Certificaciones Oro en “Mejores Prácticas de Gestión Integral”, luego de haber superado el puntaje requerido en la calificación interna, según las bases del concurso.
El director ejecutivo de la Fundación Premio Nacional a la Calidad, Jorge Ferreiro, resaltó “la madurez de la gestión de MetroGAS” para la obtención del galardón: “Destacamos especialmente el aporte de todos sus colaboradores, cuyo compromiso, liderazgo y trabajo cotidiano hicieron posible alcanzar este hito, consolidando a la compañía como un referente en gestión y excelencia organizacional”.
Este premio es otorgado a aquellas instituciones que demuestran un alto nivel de calidad operacional, tras una evaluación de su desempeño integral. El proceso contempla aspectos como el liderazgo, mercados y clientes, innovación, personas, recursos y responsabilidad social, promoviendo así modelos de gestión que impulsan la calidad, la productividad y la sostenibilidad a largo plazo.
“A partir del 2021, implementamos y desplegamos el modelo Camino a la Excelencia, que nos permitió hacer evolucionar nuestra gestión, fortalecer capacidades, desarrollar competencias clave y afianzar prácticas que hoy se traducen en un reconocimiento que reafirma que estamos en la dirección correcta”, explicó Mazzucchelli.
El reconocimiento reafirma el compromiso de MetroGAS de seguir trabajando con foco en la mejora continua y la innovación, para brindar un servicio cada vez más eficiente y sostenible a sus usuarios y acompañar el desarrollo de las comunidades donde opera.
La operación de venta de Manantiales Behr había sido comunicado a mediados de enero.
La venta de Manantiales Behr, la única área de petróleo convencional que YPF conserva en el Golfo San Jorge, a Rovella Capital, una subsidiaria del empresario de la construcción Mario Rovella, está a punto de frustrarse porque el comprador no logró estructurar el financiamiento para abonar los US$ 575 millones que había comprometido.
A Rovella Capital le quedan apenas unos días para efectivizar el pago del 60% de ese monto, pero distintas fuentes del mercado consultadas por EconoJournal informaron que la operación por estas horas está virtualmente caída.
Si el incumplimiento se confirma, YPF deberá iniciar contacto con las empresas que habían quedado por detrás de Rovella Capital en la licitación. El listado incluye a Pecom, brazo petrolero del grupo Pérez Companc; Capsa, una petrolera independiente controlada por la familia Götz; y el Grupo San Martín, un actor local asociado con empresas de servicios norteamericanas.
Ingeniería financiera compleja
EconoJournal había informado en diciembre, cuando se supo que Rovella Capital había hecho la mejor oferta, que a esa altura el único interrogante es si la compañía iba a lograr documentar con herramientas crediticias confiables la forma de pago de la operación, una práctica usual en este tipo de operaciones.
Ese nunca fue un tema menor porque la empresa tiene un acceso limitado al sistema financiero local porque Rovella Carranza, la compañía madre del grupo, está involucrada en la causa Cuadernos, que está en pleno trámite de requerimiento de elevación a juicio.
Pese a ello, Agustín Rovella, hijo de Mario, se había reunido por esos días con actores del sector petrolero —entre ellos con algunos traders de combustibles con la intención de pre-financiar la venta de crudo pesado desde Chubut— para intentar reunir los fondos que comprometió en su oferta.
YPF había confirmado la venta de Manantiales Behr el pasado 16 de enero a través de una comunicación enviada a la Comisión Nacional de Valores. Allí detalló que el acuerdo lo había firmado con Limay Energía S.A., subsidiaria de Rovella Capital, por US$ 575 millones, de los cuales “el 60% será abonado al cierre de la transacción y el saldo restante dentro de los 12 meses posteriores al cierre”.
La propuesta económica presentada por Rovella Capital había sido, además, ampliamente superior a la de su inmediato competidor —con una diferencia estimada en más de US$ 150 millones—, un factor determinante para que el directorio de YPF optara por adjudicarle el activo con el objetivo de maximizar el ingreso por la desinversión.
Sin embargo, en la industria es habitual que el closing de transacciones de esta magnitud enfrente contramarchas, dado que la estructuración definitiva del financiamiento suele constituir el eslabón más frágil del proceso y el principal riesgo para la concreción de operaciones que involucran montos tan elevados.
Qué activos incluía la operación de venta
El acuerdo incluía la cesión del 100% de la concesión de explotación convencional sobre el área Manantiales Behr, la concesión de transporte de hidrocarburos sobre los oleoductos “El Trébol – Caleta Córdova”, “Km. 9 – Caleta Córdova”, y “Manantiales Behr – Cañadón Perdido” en Chubut y la venta del stock de materiales en los almacenes de Manantiales Behr y Km 20.
El histórico campo convencional tuvo una producción diaria aproximada de 25.000 barriles el tercer trimestre de 2025.
La salida de YPF obedece a su intención de concentrar la producción en la formación no convencional Vaca Muerta.
Tenaris asegura haber logrado una eficiencia que ninguna otra compañía de servicios alcanzó hasta el momento en el país.
La empresa Tenaris, a través de su división de servicios petroleros, completó con éxito en Vaca Muerta 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 -ambas compañías integrantes del Grupo Techint– marcando una nueva referencia para la Cuenca Neuquina y la industria regional.
Las bombasDGB utilizadas en estas operaciones forman parte del tercer set de fractura hidráulica que Tenaris pondrá en funcionamiento en Vaca Muerta durante 2026. La compañía informó que esta tecnología permite sustituir el uso de diésel por gas generando beneficios económicos y ambientales.
“Este es un paso muy relevante hacia latransición energética y 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», destacó Francisco Liberatore, Director de Tenaris Oil & Gas Services.
Liberatore aseguró que «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”.
Tecnología DGB: el doble beneficio ambiental y de costos
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 u$s110 millones, anunciada por Tenaris en marzo del año pasado, destinada a fortalecer sus capacidades de fractura hidráulica en Argentina. El proyecto contempló la incorporación de un tercer equipo de fractura con 28 bombas y 70.000 hhp, además de su correspondiente equipo de coiled tubing.
Entre 2020 y 2026, Tenaris habrá invertido aproximadamente u$s240 millones en el desarrollo de su unidad de negocios de servicios petroleros en el país. Actualmente, la compañía se ubica como el tercer proveedor de servicios de la cuenca, con más de 6.000 etapas de fractura realizadas.
Esta operación de Tenaris refleja la tendencia que la cadena de valor de Vaca Muerta proyecta como el eje central de 2026, y el año de la transición definitiva hacia equipos de baja huella de carbono.
Un cambio de paradigma vital en Vaca Muerta
Las primeras fracturas con la nueva tecnlogía se llevaron a cabo en una serie de PADs operados por Tecpetrol.
Meses atrás, en encuentros especializados del sector, referentes de compañías como Calfrac, Tecpetrol y QM ya anticipaban que la migración del diésel hacia tecnologías Dual Fuel y 100% gas no era solo una meta ambiental, sino una condición de supervivencia competitiva.
La industria busca desplazar los combustibles líquidos, más costosos y contaminantes, por el gas producido en las mismas locaciones, con el fin de optimizar costos y tiempos de respuesta. La relevancia de haber alcanzado un 80% de sustitución mediante la tecnología DGB valida los modelos que la industria venía analizando.
Según los datos que circulaban en el sector, una flota que opera exclusivamente con diésel representa un costo anual cercano a los US$33 millones, mientras que la migración a sistemas duales permite reducir ese gasto a menos de la mitad.
Este ahorro proyectado, que puede alcanzar los US$17 millones por flota, es lo que hoy tracciona la masificación de estos procesos, permitiendo que la cuenca neuquina acelere su curva de aprendizaje y replique con éxito —e incluso mayor velocidad— las experiencias de eficiencia vistas en el Permian de Estados Unidos.
Juan José Carbajales, doctor UBA en Derecho, director del Instituto de Gas y Petróleo (UBA) y titular de la consultora Paspartú.
El reciente decreto 49/2026 prorrogó nuevamente la emergencia del Sector Energético Nacional en lo que respecta a los segmentos de transporte y distribución de gas natural (excluye energía eléctrica), hasta el 31/12/2027, abarcando, así, todo el mandato presidencial. Como derivación, la norma establece un régimen transitorio para la importación de GNL con estos contornos:
Se concentrala operatoria en un único “comercializador-operador”.
Se fija un precio máximo para la venta en el mercado interno del gas natural resultante de la regasificación del GNL importado para el abastecimiento de los próximos dos períodos invernales (2026 y 2027), “para evitar las consecuencias negativas que podrían derivar de tal situación monopólica”.
Dicho precio no podrá ser superior al marcador internacional que la SEN considere (ej. HH, TTF o JKM), más un valor expresado en US$/MMBTU.
Tal valor debe resultar necesario para cubrir todos los costos (de flete marítimo, regasificación, almacenaje, comercialización y transporte por ducto), del GNL regasificado hasta Cardales.
La determinación de dicho valor resultará de la licitaciónque realizará la SEN para uso de la capacidad de regasificación de que dispone ENARSA.
En caso de fracasar,Enarsa continuará haciéndose cargo directamente de la importación/regasificación/venta en el mercado interno.
En cuanto a la motivación, el DNU invoca que Enarsa ha actuado como “único importador de GNL” y que tal intervención estatal ha adolecido de defectos: “Ha asumido actividades propias del sector privado, no ha dado los resultados esperados, ha sido incapaz de dar una solución eficiente, y ha implicado al Estado Nacional erogaciones de mucha envergadura, las cuales no se han materializado en mejoras para el sistema de transporte”.
Acontinuación, el decreto arguye sobre el corrimiento de Enarsa de la función importadora: primero, remite a la Ley de Bases y su principio ordenador de “reducción al mínimo la intervención del Estado”, justificativo para reemplazar la comercialización estatal por una de carácter privado, con los controles correspondientes por parte de la SEN y del Enargas.Luego, refiere que debe permitirse el acceso a la infraestructura de regasificación a los importadores privados; y fundamenta la necesidad de mantener un esquema monopólico (unificado y coordinado) en base a cuestiones técnicas de la terminal, del buque regasificador y del programa de importación. Este esquema centralizado permitirá evitar inconvenientes:
Conflictos en la programación logística y asignación de ventanas de arribo (slots) para los buques metaneros.
Dificultades en la gestión coordinada del inventario en los tanques de la FSRU.
Complejidades en la coordinación de amarre/conexión/desconexión de los brazos de transferencia criogénicos y operaciones de trasvase (ship-to-ship).
Demora en respuesta ante emergencias –integridad de personas/activos/ambiente.
Finalmente, en cuanto a la “urgencia” en la contratación, el motivo es “la inminencia del invierno del año 2026 y la volatilidad de los mercados internacionales”.
Licitación
Por resolución 33/26,la Secretaría de Energía convocó a una LicitaciónInternacional con el objeto de seleccionar un único comercializador-agregador (C-A) de carácter privado, la cual deberá estar concluida en 40 días corridos (21 de marzo).
El C-A deberá celebrar con el titular y/o cesionario de la capacidad de la Terminal un contrato de servicios por 1 año, únicamente por la capacidad durante el período invernal 2026 (abril-septiembre). Fuera de éste, podrán acordar por la capacidad disponible para optimizar el uso en beneficio de todo el sistema. Para el período invernal 2027, el C-A tendrá el derecho de igualar la mejor oferta que se presente en dicha licitación.
En los lineamientos anexos se establece lo siguiente:
Abastecimiento: en caso de que el C-A no hiciere un “uso pleno” de la capacidad y estuviere en “riesgo el abastecimiento” la demanda ininterrumpible de las Distribuidoras, la SEN podrá comprar “volúmenes adicionales” de GNL.
Precio: el modelo del Contrato incluirá el precio total anual que el C-A deberá pagar en concepto de los servicios de la Terminal.
Criterios de selección: serán agentes con acreditada experiencia en el mercado global de GNL y argentino de GN, y acreditada solvencia financiera/patrimonial.
Criterio económico: menor monto (US$/MMBTU) adicional por sobre el valor del marcador Title Transfer Facility (TTF) europeo. El valor cotizado deberá cubrir todos los costos a transferir al mercado local, considerando su estimación de cargamentos, contratos internacionales, pago del Contrato de Servicios y margen razonable por su actividad como C-A.
Marcador internacional: será el siguiente para cada demanda:
Firme de Distribuidoras: en el contrato de abastecimiento al Enargas se tomará el promedio de las cotizaciones diarias del “Dutch TTF ICE Natural Gas Futures Contract” (Monthly) de los primeros 5 días de cada mes.
Otros contratos firmes y ventas spot: ídem, con la declaración del Costo Variable de Producción (CVP) quincenal de Cammesa.
Se deberá multiplicar el valor que resulte del TTF por el factor de ajuste de unidad de 0,293071, ajustado para la conversión de moneda.
Obligaciones del C-A: informar a la SEN respecto de la efectiva utilización de la Terminal, incluyendo el volumen a importar para Distribuidoras, con una antelación mínima de 40 días a la recepción de los volúmenes.
Precio Máximo: para los contratos firmes será el precio ofertado sumado al TTF.
Tarifas:
El precio del gas efectivamente entregado a las Distribuidoras será trasladado a tarifa en concepto de pass-throughde costo del gas, ya sea mediante su inclusión en el precio de gas en PIST de los cuadros tarifarios, o como Diferencias Diarias Acumuladas (DDA).
Para contratos de generación eléctrica, Cammesa definirá el precio de referencia, en base al precio ofertado más el TTF, el que funcionará como tope en caso de existir ventas directas a Cammesa. En el caso de compras propias directas por Generadores MEM, estos podrán declararlo como combustible propio (cf. Res. SEN 400/2025).
Subsidios: el costo de abastecimiento derivado de la provisión de GNL regasificado no integrará la base del precio de gas que se considera para la aplicación de las bonificaciones del régimen de Subsidios Energéticos Focalizados (cf. Decreto 943/25).
En caso de que, a criterio de la SEN, las ofertas recibidas no resultaren acordes con los objetivos de los Lineamientos, o no resultaren convenientes ni oportunas, la Licitación podrá declararse desierta y la importación seguir vía Enarsa.
Ventajas
El Gobierno apuesta a que este giro regulatorio y operativo le aporte al sistema gasífero los siguientes beneficios económicos:
Que un trader internacional consiga mejores descuentos al negociar toda la campaña invernal en forma directa con un solo proveedor (a diferencia de los sucesivos Tenders que suele hacer Enarsa bajo esquemas de competencia).
Que un C-A local logre bajar el grado de incobrabilidad que soporta Enarsa por la venta de GN (regasificado) en el mercado interno, por parte de Distribuidoras, Generadores térmicos y el sector industrial.
Análisis crítico
La salida de Enarsa (así como la de Cammesa en el mercado eléctrico) responde a criterios ideológicos arraigados en la Ley de Bases –cuyo principio ordenador procura la “reducción al mínimo la intervención del Estado” en la economía–, antes que a motivos de corte económico-operativos.
Cierto es, por un lado, que Enarsa ha actuado como “único importador de GNL”, tanto para la Terminal de Bahía Blanca como la de Escobar, desde 2008 y 2011, respectivamente. Ello, puesto que ha sido el brazo ejecutor de una política pública organizada a partir del Programa Energía Total (cf. Res. MINPLAN 459/2007), en calidad de “Unidad de Gestión Técnico-Operativa” con funciones de diseño, construcción, operación, mantenimiento, gestión y administración del sistema de GNL.
No obstante, tal intervención estatal no ha adolecido de los defectos imputados, al tiempo que las enormes erogaciones del Tesoro se han materializado en mejoras nodales para el sistema de transporte. En primer lugar, ha sido esta Administración quien, durante su primer año de gestión, resolvió (i) omitir toda obra pública en la materia, procrastinar en decidir (ii) la anulación del Tramo II del GPNK y (iii) la continuidad de la reversión del Gasoducto Norte, así como (iv) demorar la adjudicación de la Iniciativa Privada de TGS para potenciar el GPM (Tramo I del GPNK). En segundo lugar, las obras de expansión del sistema de transporte han permitido un hecho irrefutable: mientras que en el año 2014 se importaban ~100 buques de GNL (y durante los 12 meses del año), en 2025 las compras de ENARSA se redujeron a 1/4 de esa cantidad (27 cargamentos y solo para el invierno).
Por su parte, vale advertir que el DNU en cuestión no logra acreditar la existencia ni de la “necesidad” ni de la “urgencia” de la medida, atento que:
No existe una norma constitucional que delimite estrictamente las funciones del sector público y del sector privado en materia económica;
Los resultados han sido intrínsecamente satisfactorios, pues las campañas de importación lograron abastecer al mercado interno en tiempo y forma.
Tal solución ha sido eficiente en términos de abastecimiento oportuno de la demanda local, evitando así cualquier situación de inseguridad energética extendida durante los sucesivos inviernos desde 2008 al presente –mantenida por Administraciones de distinta orientación política.
La“urgencia” basada en la inminencia del invierno es una clara “falacia decomposición”:demorar una acción pública (lícita) para luego justificar facultades excepcionales en razón de una inevitable urgencia –esto es, lanzar el proceso a tan solo 2 meses del inicio del invierno, luego de 24 meses de gestión.
Las erogaciones de envergadura por parte del Tesoro nacional responden a una política pública de desacoplar los precios internos a la demanda prioritaria de los valores de importación producto de la valorización en mercados globales (passthrough del import parity). Así, el origen de las transferencias se halla en una decisión del PEN/Enargas relativa al manejo de las tarifas y no en la actuación (in)eficiente de Enarsa en su gestión de importación de GNL.
El GPNK ha sido una mejora crítica del sistema de transporte (+21 MMm3/d), instrumentada por Enarsa bajo un esquema de obra pública.
Finalmente, en cuanto a la fundamentación sobre la extensión de la “emergencia”, el PEN considera “necesario” establecer un “precio máximo” por dos inviernos para evitar fallas “monopólicas”. El argumento esconde, sin más, un avasallamiento de la facultad constitucional del Congreso, quien no ha delegado esa competencia en el PEN.
Desafíos
Más allá de estos cuestionamientos, es posible esbozar un conjunto de incertidumbres que la regulación deja traslucir:
Fracaso y déjà vu: todo este bouleversement del sistema de importación podría concluir en un fracaso de la licitación, por lo cual la continuidad de Enarsa no puede ser descartada.
Cohabitación: también podría suceder que el C-A no optimice el uso de la Terminal durante el invierno, escenario en el que la SEN deberá pedirle a Enarsa que traiga otros cargamentos, con la indeseable consecuencia de tener dos C-As en el mercado interno y a precios disímiles.
Contrato con YPF: el modelo contractual de Servicios a incluir en los pliegos, ¿establecerá lineamientos también para YPF, operador de la Terminal? ¿Afectará ello a la doctrina del alter ego que con tanto apego el Estado Nacional intenta rechazar en sede internacional? ¿Deberá YPF tratar el contrato en su Directorio?
Fee y margen: el precio que el C-A deba pagar por los Servicios (actual operatoria de Enarsa+YPF), sus otros costos y la propia renta razonable, ¿serán cargos a trasladar a los usuarios vía Enargas incluso con un spread que va de 3,8 US$/MMBTU (rég. SEF anual) a ~12 dólares la unidad?
Subsidios: si el costo del GNL no integrará la base de los Subsidios Energéticos Focalizados, ¿los beneficios no cubrirán el mayor costo de las tarifas del invierno?
Privilegio: ¿el derecho preferencial de igualar la mejor oferta para el 2do año es similar al beneficio de una típica Iniciativa Privada? ¿Se asemeja al que reclamaba Techint para una compulsa entre privados? ¿Es la reposición del régimen de “compre nacional” derogado? ¿Es un beneficio que la Ley de Bases le niega a las empresas públicas, pero aquí aplicado a una empresa privada (incluso internacional)?
Garantías: ¿requerirá esta operatoria de avales y garantías estatales (recordar los atrasos en la entrada de un buque en 2024 por falta de Carta de Crédito)? ¿En su defecto, confiarán los traders internacionales en un único importador privado para vender 25 cargamentos en pocos meses?
2027 y más allá: si el DNU 49 afirma que las obras de ampliación del sistema de transporte “recién entrarían en operación en el período invernal del año 2027”, ¿por qué se prevé una relicitación para ese año? ¿Y si ya no fuera necesario, se daría de baja el contrato con el buque Expedient de Excelerate?
(*) Doctor UBA en Derecho, director del Instituto de Gas y Petróleo (UBA) y titular de la consultora Paspartú.
España arranca 2026 consolidando su perfil como potencia renovable en Europa, dado que en en enero, el 56,1% de la electricidad generada en el sistema peninsular fue de origen verde, considerando las estimaciones de autoconsumo.
Este avance se dio en un contexto de menor demanda eléctrica, debido a que, durante enero, el sistema peninsular registró un consumo de 21.953 GWh, un 2% menos que en enero de 2025, tratándose del tercer mes consecutivo con descensos interanuales en el consumo, lo que refleja una combinación de factores estructurales como la eficiencia energética y la electrificación distribuida, y coyunturales como temperaturas más suaves y menor actividad industrial en algunos sectores.
A pesar de esa contracción, las fuentes limpias dominaron la generación: La eólica aportó el 23,9% (4858 GWh), la hidráulica el 12,7% y la solar fotovoltaica el 6,7%. Las tecnologías sin emisiones, incluyendo la nuclear (20,9%), alcanzaron el 71,2% de la generación mensual.
El autoconsumo fotovoltaico continúa siendo una palanca estratégica y según datos de la Unión Española Fotovoltaica (UNEF), el país cerró 2025 con 9,3 GW de autoconsumo instalados, de los cuales 1139 MW se sumaron durante dicho año (229 MW en el segmento residencial), aunque con una desaceleración del 3,7% respecto a 2024.
El dinamismo del sector también se refleja en la tramitación de nuevos proyectos. Solo en las primeras tres semanas de enero, 50 iniciativas renovables ingresaron a trámite ambiental, sumando más de 1600 MW, donde la fotovoltaica representó más del 90% de esta potencia, con presencia destacada en Castilla-La Mancha, Andalucía, Extremadura y Aragón.
Mientras que promotores como Opdenergy, Forestalia, Iberdrola, Elawan y Capital Energy encabezan las solicitudes, algunas de ellas con proyectos de más de 100 MW, y en varios casos se incorporan sistemas de almacenamiento.
De ese modo, España cerró 2025 con más de 80 GW renovables instalados, acercándose a los objetivos del Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC), que plantea alcanzar un 74% de generación renovable para 2030. Pero para cumplir esa meta, el país deberá sumar más de 50 GW nuevos en los próximos cuatro años, lo que exigirá mayor inversión en redes, procesos de tramitación más ágiles y marcos regulatorios estables.
Con más del 56% de generación limpia en pleno invierno, más de 80 GW instalados y 9,3 GW de autoconsumo, España reafirma su liderazgo. El arranque de 2026 no solo muestra un avance técnico y territorial, sino también un desafío político y económico: sostener este impulso y convertirlo en una ventaja estructural en el nuevo mercado energético europeo.
Hugo Briones fue designado como nuevo subsecretario de Energía de Chile para el gobierno del presidente electo José Antonio Kast y asumirá el cargo el 11 de marzo de 2026, bajo las órdenes de la recientemente nombrada ministra de Energía, Ximena Rincón González.
La llegada del ingeniero civil electricista se da en un contexto de alta sensibilidad técnica para el sector, marcado por la necesidad de destrabar proyectos, alinear institucionalidad y sostener la transición energética.
Briones, de 62 años, lleva una amplia relación con el sector energético de más de tres décadas, vinculado al desarrollo, ingeniería, construcción y operación de proyectos de generación y transmisión.
Entre marzo de 2023 y noviembre de 2024 se desempeñó como gerente de proyectos en Transelec; aunque previamente ocupó cargos de responsabilidad en Colbún, Sigdo Koppers, Mainstream Renewable Power Latam, Grupo IMELSA y Grupo Saesa, además que administró centrales térmicas, hidráulicas y eólicas en diversas regiones del país.
El subsecretario de Energía del gobierno de Kast reemplazará a Luis Felipe Ramos, quien ocupó el cargo desde marzo de 2023; y entre las últimas acciones del ahora saliente funcionario destacan su participación en el lanzamiento del Explorador de Hidrógeno Verde, herramienta que permite estimar el costo nivelado de energía combinando fuentes solar y eólica.
Asimismo, Ramos participó del encuentro Future Energy Summit (FES) Chile 2025, donde anticipó una serie de decretos para destrabar inversiones en almacenamiento, transmisión y generación distribuida; a la par que puntualizó en que el almacenamiento ya no es una solución complementaria, sino una pieza estructural del sistema eléctrico nacional.
Desde el sector privado, la designación de Briones es interpretada como un gesto favorable a la ejecución técnica, en un contexto donde se debate el esquema de los Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD), objeto de fuertes críticas por su uso extendido del marco transitorio, y la necesidad de recuperar la confiabilidad del sistema tras el apagón del 25 de febrero de 2025.
“El nombramiento de Hugo Briones permitirá un diálogo fluido con esa repartición por cuanto el futuro subsecretario cuenta con una amplia trayectoria en el sector eléctrico. Lo anterior le ha permitido conocer de primera mano los desafíos que implica desenvolverse en una industria que se caracteriza por ser compleja tanto del punto de vista técnico como regulatorio”, manifestó Eduardo Andrade, secretario ejecutivo de la Asociación Chilena de Comercializadores de Energía (ACEN)
En la misma línea, desde la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA) consideran positiva la llegada del ex Transelec al Poder Ejecutivo y que resulta “relevante que quienes lideran áreas estratégicas del sector cuenten con experiencia probada en la industria, particularmente en materias regulatorias, de infraestructura y de gestión de proyectos complejos”.
“Al mismo tiempo, reconocemos el liderazgo político de la ministra Ximena Rincón, cuyo rol es clave para articular consensos y conducir una agenda energética que combine visión estratégica con capacidad técnica. La complementariedad entre conducción política y expertise sectorial es fundamental para dar certezas, dinamizar inversiones y enfrentar con realismo los desafíos de permisos, transmisión y desarrollo territorial”, añadieron.
Mientras que desde la Asociación Chilena de Energía Solar (ACESOL) también celebraron el nombramiento de Briones y destacaron que su trayectoria es un “activo valioso” para enfrentar los desafíos regulatorios y de infraestructura que requiere el país.
“Como gremio, estamos a total disposición de la nueva autoridad para colaborar en el fortalecimiento de las energías renovables, especialmente en el impulso de la generación distribuida y el almacenamiento, pilares fundamentales para una matriz limpia y competitiva”, afirmaron en diálogo con Energía Estratégica.
Desafíos clave en una etapa exigente
Aunque históricamente el Ministerio de Energía no ha sido foco de alta tensión política, el nuevo periodo se proyecta como especialmente exigente, dado que la agenda energética de Kast se apoya en un enfoque liberal, que descarta subsidios directos y privilegia la eficiencia técnica.
Según lo expresado durante la campaña electoral del líder del Partido Republicano, se buscará habilitar una reforma estructural a la distribución eléctrica, promoviendo generación y almacenamiento distribuido, y asegurando calidad de servicio para los pequeños consumidores.
Dentro del programa se mencionan medidas como servicios complementarios, generación síncrona, inercia y corriente de cortocircuito como herramientas clave para garantizar estabilidad sin modificar el marco legal vigente. También se prevé la revisión profunda del régimen PMGD, apuntando a establecer reglas claras y coherencia operativa con el sistema eléctrico nacional.
El gerente de Desarrollo de Negocio de Fenix Energy, Marcelo Rodríguez, analizó los impactos de la Resolución SE N° 400/2025 y el futuro del mercado a término, en un escenario donde las nuevas reglas presionan a los grandes usuarios a contratar su energía para evitar los mayores costos e incertidumbre asociados al abastecimiento por CAMMESA como proveedor de última instancia.
Rodríguez explicó que las centrales térmicas más eficientes —hoy principales oferentes en el mercado de PPAs— irán dejando al mercado spot abastecido por opciones menos competitivas, lo que encarecerá el costo para quienes demoren sus decisiones de contratación.
“El mercado evolucionará hacia una necesaria contractualización”, apuntó aludiendo que estandarizar la contratación permitiría equilibrar costosentre empresas, lo cual aportaría previsibilidad y competitividad.
Asimismo, destacó que el impacto pleno de los precios marginales se profundizará desde 2027, obligando a muchas industrias a revisar sus curvas de consumo horario para evitar picos de precios y volatilidad.
“La resolución también redefine el rol de las distribuidoras, que deberán cubrir al menos el 75% de su demanda mediante contratos bilaterales y podrán actuar como comercializadoras de energía para sus clientes. Sin embargo, aún falta un mecanismo que les permita capturar beneficios por una contratación eficiente”, indicó en diálogo con Energía Estratégica.
En este contexto, Rodríguez señaló que la gran diferencia hoy la oferta térmica y de renovable se ve en los plazo de los contratos: mientras las primeras ofrecen mayormente PPAs de un año buscando capturar la renta actualizada de mercado la cual se espera al alza en los siguientes años, las renovables buscan acuerdos de mayor plazo para dar estabilidad a sus inversiones.
“Estamos viendo que las empresas mas profesionalizadas, tienden a mantener estrategias de compra de largo plazo para aprovechar precios fijos no indexados y ganar en el mediano plazo y largo plazo”, mencionó el especialista.
Es por esto que en Fenix Energy decidió lanzar una división de consultoría especializada para grandes usuarios, motivada por las nuevas oportunidades que abrió la Resolución SE N° 400/25, dado que aun todavía persiste un fuerte desconocimiento del mercado.
La firma detectó oportunidades concretas, como ahorros del orden del 10% simplemente por presentar actos administrativos, a lo que se suma el potencial de los nuevos contratos de energía y potencia.
El avance regulatorio también habilita modelos de negocio vinculados al almacenamiento energético, en formato stand-alone o asociado a generación renovable existente, permitiendo capturar valor tanto por potencia como por arbitraje horario. Por lo que, para participar en el mercado de potencia, una batería debería comprometer suministro por al menos cuatro horas, equiparándose así a una central térmica.
“”La potencia renovable podría valorizarse con un diferencial, sujeto a incentivos regulatorios”, complementó el gerente de Desarrollo de Negocio de la compañía.
Cambios en el cálculo de potencia: diferencias entre GUMAs y GUMEs
Otro de los cambios clave introducidos por la Resolución SE N° 400 es el nuevo método de cálculo de potencia para los GUMAs: se tomará el mayor valor entre el 50% de la potencia máxima en hora pico y el promedio de consumo en horarios de máxima demanda estacional.
“Los GUMEs y GUDIs, en cambio, aún no se adaptan a esta metodología, lo que les está generando fuertes penalizaciones al aplicarse directamente su potencia máxima registrada”, sostuvo Rodríguez.
“Si bien el precio unitario de potencia aumentó, la menor cantidad de horas facturadas debería mejorar el costo total en comparación con octubre, aunque todavía falta armonizar criterios para que las reglas sean equitativas”, agregó.
Asimismo, uno de los puntos a tener en cuenta es el vencimiento de los beneficios fiscales de la Ley N° 27191 (ley de fomento a las energías renovables) en Argentina, que brinda mayor incertidumbre a las inversiones de los generadores de energías renovables para continuar con sus planes de inversión.
“Resumiendo, invitamos a todos los grandes consumidores a la acción, repensando su estrategia de abastecimiento”, concluyó el entrevistado.
Guatemala duplicó su generación solar entre 2023 y 2025, en un contexto de expansión sin precedentes en la demanda de electricidad. Durante ese período, el consumo aumentó un 15 % y sobrepasó los 14575 GWh, lo que puso presión sobre un sistema que respondió con más energía limpia y mayor cobertura territorial.
Según datos oficiales del Ministerio de Energía y Minas (MEM), la solar fue la fuente de más rápido crecimiento en el período, mientras que la hidroelectricidad se recuperó tras un año 2024 afectado por limitaciones hídricas.
Como resultado, la participación de renovables en la matriz alcanzó un 62.3 % en 2025, revirtiendo la caída del año anterior.
La reconfiguración de la matriz obligó a reducir el uso de tecnologías térmicas como el diésel y el carbón, que habían ganado terreno transitoriamente. El MEM subrayó que este avance fue posible gracias al ingreso de nueva capacidad renovable y a la mejora en condiciones climáticas e hidrológicas.
En paralelo, la cobertura eléctrica también mejoró. Para 2025, el 91.74 % de los hogares contaba con acceso a electricidad. El salto fue más notable en zonas rurales, donde muchas soluciones se basaron en sistemas fotovoltaicos aislados.
La transformación no es casual. Guatemala definió una hoja de ruta energética que prevé incorporar 1000 MW de capacidad renovable antes de 2040, con inversiones en transmisión, almacenamiento y digitalización de redes. Para 2050, el país proyecta que el 81.5 % de la generación provenga de fuentes limpias.
Actualmente, ya hay más de 800 MW renovables contratados y otros 700 a 1000 MW en desarrollo, lo que permitiría duplicar la capacidad actual sin incentivos fiscales, según proyecciones del sector. Pero cumplir ese objetivo exigirá resolver cuellos de botella clave, como la infraestructura de transmisión.
La AGER alertó recientemente que hasta 800 MW solares podrían quedar fuera del sistema si no se amplía la red, en un contexto donde el país cuenta con un potencial solar de más de 7000 MW aún sin aprovechar.
Mientras tanto, el comercio eléctrico se revirtió. En 2025, Guatemala importó 1823 GWh, un 5 % más que en 2023, y exportó apenas 556 GWh, una caída del 41 %. El MEM explicó que esta decisión respondió a la necesidad de cubrir la creciente demanda interna y evitar riesgos de desabastecimiento.
La señal para el sector es clara: Guatemala no solo incrementó su consumo y producción eléctrica, sino que lo hizo apostando por una matriz más limpia, más amplia y más estratégica. La expansión solar y el repunte hídrico marcaron el ritmo. Ahora, el desafío pasa por sostenerlo con infraestructura y planificación.
Un grupo de organizaciones industriales europeas e internacionales pidió formalmente a las autoridades de la Unión Europea eliminar el Artículo 27a de la propuesta de reforma del Mecanismo de Ajuste en Frontera por Carbono (CBAM, por sus siglas en inglés), al considerar que introduce incertidumbre regulatoria y debilita la credibilidad del sistema europeo de precios del carbono.
El CBAM es la herramienta con la que la UE busca aplicar un costo al carbono a productos importados —como fertilizantes, acero o cemento— para equiparar las exigencias ambientales que enfrentan los productores europeos. El mecanismo es observado con especial atención en América Latina, ya que puede impactar exportaciones industriales y agroindustriales hacia el bloque.
La preocupación empresarial surge tras la propuesta de la Comisión Europea de incorporar un “freno de emergencia” que permitiría suspender temporalmente la aplicación del CBAM a determinados productos si se considera que su implementación provoca distorsiones graves en el mercado interno europeo. Según los firmantes, esta cláusula carece de criterios claros, límites temporales definidos y parámetros objetivos para su activación.
Desde el sector advierten que la previsibilidad regulatoria es clave para inversiones que tienen horizontes de entre 15 y 30 años, especialmente en proyectos vinculados a hidrógeno limpio, amoníaco bajo en carbono y fertilizantes sostenibles. La posibilidad de suspensiones retroactivas o discrecionales —sostienen— complica la evaluación de riesgos y podría postergar o redirigir decisiones de inversión.
El debate tiene implicancias más allá de Europa. Varios países latinoamericanos están posicionándose como potenciales proveedores de hidrógeno verde y amoníaco renovable para el mercado europeo. Un marco regulatorio estable en la UE es visto por inversores como una señal fundamental para viabilizar proyectos de exportación de energía limpia y productos industriales descarbonizados.
En el plano agroalimentario, los firmantes también argumentan que la seguridad alimentaria, la competitividad y la transición energética no son objetivos contradictorios. Señalan que una mayor producción de fertilizantes bajos en carbono —tanto en Europa como a través de importaciones diversificadas— podría reducir la exposición a la volatilidad del gas natural y a tensiones geopolíticas que han impactado los precios en los últimos años.
Según la industria, la incertidumbre comercial y energética ha sido uno de los principales factores detrás de la volatilidad reciente en los mercados de fertilizantes, más que la aplicación del propio CBAM. Por ello, consideran que debilitar el mecanismo podría enviar una señal contraproducente en momentos en que múltiples economías evalúan implementar sistemas propios de fijación de precios al carbono.
Los firmantes sostienen que el objetivo original del CBAM fue impulsar la descarbonización global y promover reglas de juego claras para el comercio internacional en un contexto de transición energética. A su juicio, mantener la estabilidad normativa será determinante para consolidar inversiones, fortalecer cadenas de valor bajas en carbono y sostener la credibilidad climática de la Unión Europea.
En un anuncio que redefine la geografía económica del país, el gobernador Alberto Weretilneck presentó formalmente el acuerdo estratégico que posiciona a Río Negro como el principal polo hidrocarburífero y logístico de Argentina.
El plan maestro se apoya en dos pilares fundamentales: la construcción de la terminal de exportación en Punta Colorada a través del proyecto Vaca Muerta Sur y la recuperación de áreas maduras que serán relicitadas para reactivar la producción convencional. Con esta hoja de ruta, la provincia deja de ser un actor secundario en la cuenca neuquina para transformarse en la “llave de salida” de la energía argentina hacia el mundo, garantizando la infraestructura necesaria para el petróleo y el futuro GNL.
Punta Colorada: El puerto del millón de barriles El corazón del acuerdo es la consolidación de Sierra Grande como el nodo exportador más importante de Sudamérica. El oleoducto Vaca Muerta Sur, impulsado por YPF, permitirá transportar el crudo desde el corazón de la formación no convencional directamente hacia el Atlántico rionegrino.
Esta obra elimina los cuellos de botella que hoy limitan el crecimiento de Vaca Muerta y permitirá que Argentina escale su capacidad exportadora de forma masiva. Para Río Negro, esto significa una recaudación récord en regalías y tasas portuarias, además de una explosión de demanda de servicios y proveedores locales en la zona de la costa.
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Reactivación de áreas y soberanía provincial: Más allá de la logística, el acuerdo contempla un plan agresivo para las áreas maduras. Weretilneck confirmó que la provincia recibirá las concesiones que YPF decidió desinvertir, abriendo el juego a operadoras medianas y pequeñas que puedan aplicar tecnologías de recuperación secundaria y terciaria.
Este enfoque busca evitar el declive de la producción convencional y mantener los niveles de empleo en localidades históricas como Catriel. Al combinar la potencia del shale que cruza la frontera provincial con la revitalización de sus yacimientos tradicionales, Río Negro se asegura un flujo de ingresos diversificado y un rol político central en la Mesa Energética Nacional.
La Visión de Runrún Energético:
En Runrún consideramos que este es el verdadero “game changer” de la semana. Mientras otros discuten proyecciones, Río Negro está firmando contratos y moviendo tierra. Weretilneck entendió antes que nadie que el negocio no es solo tener el recurso, sino tener el puerto. El desplazamiento del centro de gravedad de Bahía Blanca hacia Punta Colorada es un hecho histórico que le da a la Patagonia una autonomía y un peso económico sin precedentes. Río Negro ya no es solo turismo y manzanas; hoy es el pulmón exportador que la macroeconomía argentina necesita para respirar.
El presidente Javier Milei encabeza esta semana en Nueva York la “Argentina Week”, un evento que ha generado un interés sin precedentes en Wall Street, con cupos agotados y la presencia de los principales fondos de inversión del mundo.
La estrategia oficial presenta un giro disruptivo: el foco ya no está puesto únicamente en la producción de hidrocarburos tradicionales, sino en vender a la Argentina como el hub global para la infraestructura de Inteligencia Artificial (IA). El Gobierno busca capitalizar las ventajas del RIGI para atraer a los “dueños de la energía” que necesitan alimentar megacentros de datos, posicionando el potencial energético nacional como el escenario ideal para la próxima revolución tecnológica.
OpenAI y la apuesta de u$s 25.000 millones: Uno de los pilares de esta misión es la consolidación de la alianza entre OpenAI y la firma local Sur Energy. El proyecto contempla la construcción de un centro de datos masivo en la región patagónica que requeriría una inversión de 25.000 millones de dólares, convirtiéndose en el mayor ingreso de capitales bajo el régimen RIGI hasta la fecha.
Los inversores ven en Argentina una combinación única: disponibilidad de energía limpia (eólica), clima favorable para el enfriamiento de servidores y un marco legal que garantiza estabilidad fiscal por 30 años. Milei busca convencer a Wall Street de que Argentina no es solo una reserva de petróleo, sino la batería que impulsará la IA global.
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Riesgo País en mínimos y el respaldo financiero: La presentación ante los banqueros ocurre en un contexto financiero inmejorable para el relato oficial, con el Riesgo País perforando los 510 puntos y una inflación en franco descenso. La comitiva empresarial que acompaña al presidente destaca que hoy existe un “consenso capitalista” que blinda las reformas estructurales.
Para los dueños de la energía en Nueva York, la Argentina Week representa la oportunidad de entrar en activos estratégicos a precios competitivos, confiando en que el RIGI sea la herramienta definitiva para normalizar el flujo de dividendos y la seguridad jurídica de largo plazo, complementando los grandes proyectos de infraestructura que ya se ejecutan en el sur del país.
La Visión de Runrún Energético:
En Runrún entendemos que este es el “momento de la verdad” para el RIGI. Que Milei elija Wall Street para hablar de la energía vinculada a la IA y no solo del shale de Vaca Muerta, muestra una visión moderna del sector. No se trata solo de sacar crudo; se trata de exportar el valor agregado que genera la energía aplicada a la tecnología de punta. Si se concreta la inversión de OpenAI, Argentina cambiará su perfil productivo para siempre. Es una jugada audaz: transformar el viento y el gas en datos y soluciones tecnológicas globales.
América Latina se encamina a convertirse en el epicentro del crecimiento petrolero global en 2026, impulsada por un “triunvirato de hierro” conformado por Brasil, Guyana y Argentina.
Según el último informe de la consultora estratégica Rystad Energy, estos tres países añadirán más de 700.000 barriles diarios (bpd) de nueva producción durante este año, superando con creces la capacidad de respuesta de otros jugadores históricos como Venezuela o México. Este salto productivo, que complementa el superávit récord reportado por MEGSA, posiciona a Sudamérica como el principal proveedor de crudo incremental fuera del bloque OPEP+, atrayendo inversiones récord en proyectos offshore y desarrollos no convencionales.
Vaca Muerta: eficiencia de clase mundial y u$s 11.000 millones en juego Argentina juega un papel fundamental en este escenario gracias a la madurez de Vaca Muerta. El informe de Rystad destaca que la inversión en hidrocarburos de esquisto (shale) en la región rozará los 11.000 millones de dólares en 2026, con la cuenca neuquina como principal destino.
Este flujo de capital está permitiendo que la eficiencia operativa alcanzada en el shale argentino sea comparada ya con los mejores yacimientos de Estados Unidos (Permian Basin). Esta competitividad garantiza una curva de crecimiento sostenida, permitiendo que Argentina alcance niveles históricos de producción y se consolide como un exportador relevante de crudo liviano hacia mercados de alta demanda.
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El dominio del offshore y la geopolítica del suministro: Mientras Argentina lidera en tierra firme, Brasil y Guyana lo hacen en las profundidades del Atlántico. Brasil continúa su expansión imparable en el Presal, con la entrada en operación de nuevas unidades flotantes (FPSO), mientras que Guyana se mantiene como la estrella de crecimiento más rápido del mundo.
En conjunto, esta “nueva ola” energética latinoamericana genera un alivio en el suministro global, moderando las presiones alcistas de precios. Para Argentina, formar parte de este podio significa no solo un ingreso masivo de divisas, sino una relevancia geopolítica renovada como proveedor estratégico y confiable frente a la volatilidad de Medio Oriente.
La Visión de Runrún Energético:
En Runrún vemos con optimismo este diagnóstico que integra nuestras investigaciones previas con datos globales. Que Argentina comparta el podio con gigantes como Brasil y el fenómeno de Guyana no es casualidad; es el resultado de años de aprendizaje en Vaca Muerta y una geología privilegiada. El desafío ahora es la infraestructura: para que esos 700.000 barriles adicionales lleguen al puerto, necesitamos que los oleoductos y las terminales de exportación avancen al mismo ritmo que los equipos de perforación. Argentina ya no compite contra su propio pasado, ahora compite en las grandes ligas del petróleo mundial.
En un movimiento estratégico para destrabar inversiones de gran escala en la cordillera, la Cámara Minera de Mendoza (CaMEM) manifestó su respaldo formal al proceso de adecuación de la Ley de Glaciares que se debate en el Congreso Nacional.
La entidad empresaria advirtió que la legislación actual presenta vacíos técnicos que afectan la seguridad jurídica, impidiendo el desarrollo de proyectos que son vitales para la economía provincial y nacional. Según la CaMEM, una regulación más precisa no debilita la protección del agua, sino que la fortalece al establecer criterios científicos claros que separan las reservas hídricas estratégicas de las áreas donde la actividad industrial puede convivir con el entorno natural sin riesgos.
Claridad técnica para atraer inversiones: El principal argumento de la Cámara es la necesidad de redefinir el concepto de “ambiente periglacial”. Actualmente, la ambigüedad de la norma ha derivado en interpretaciones judiciales que bloquean proyectos incluso en zonas sin recursos hídricos comprobados.
Para los mineros mendocinos, la reforma es el paso necesario para que el Malargüe Distrito Minero Occidental (MDMO) pueda consolidarse como un polo de atracción de capitales bajo el régimen RIGI. Reglas de juego claras permitirán capturar las inversiones que hoy fluyen hacia otros países, garantizando que Mendoza participe activamente en la provisión de minerales para la transición energética global, como el cobre y el oro.
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Federalismo y armonía ambiental: La CaMEM también hizo hincapié en el respeto a las facultades provinciales sobre sus propios recursos naturales, tal como establece la Constitución Nacional. La propuesta de adecuación busca un equilibrio federal que permita a las provincias ejercer su poder de policía y control ambiental con estándares modernos y auditorías permanentes.
Al eliminar la “incertidumbre regulatoria”, se espera que Mendoza recupere el terreno perdido frente a otras provincias mineras, transformando su potencial geológico en empleo genuino, desarrollo de proveedores locales y una balanza comercial más robusta para los próximos años.
La Visión de Runrún Energético:
En Runrún consideramos que esta es una noticia central porque toca el “nervio” del desarrollo mendocino. No se puede hacer minería del siglo XXI con leyes interpretables del siglo XX. El respaldo de la CaMEM es un voto de confianza a la gestión política que busca normalizar el sector. Sin una Ley de Glaciares clara, el RIGI es solo una promesa. Mendoza necesita que esta reforma avance para que el cobre deje de estar en la montaña y pase a estar en la economía de los mendocinos.
La terminal de Puerto Rosales, en el sur de la provincia de Buenos Aires, se convirtió esta semana en el escenario de una de las mayores operaciones concentradas de exportación de crudo en la historia del shale argentino.
Tres buques tanque de gran porte —el Moscow Spirit, el Monique Glory y el Aqualegacy— cargaron en conjunto más de dos millones de barriles de petróleo proveniente de Vaca Muerta con destino directo a las refinerías de Estados Unidos. Este operativo, que involucra el despacho de más de 300.000 toneladas de hidrocarburos, ratifica la capacidad de la infraestructura portuaria para procesar los crecientes excedentes de producción y posiciona a la Argentina como un proveedor de escala global en el mercado del Atlántico.
Gigantes del mar en la costa bonaerense: La escala de esta operación está marcada por la llegada de buques tipo Suezmax y Aframax, naves que superan los 250 metros de eslora y que exigen una coordinación logística de altísima precisión. Cada uno de estos tanqueros transporta unos 700.000 barriles, un volumen que solo puede ser gestionado gracias a las recientes obras de ampliación en la terminal de Otamérica (Oiltanking).
La modernización del sistema de bombeo y la puesta en marcha de nuevos muelles han permitido reducir los tiempos de carga y aumentar la frecuencia de los despachos, eliminando los cuellos de botella que históricamente limitaban la salida del shale oil neuquino hacia los mercados internacionales.
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Rumbo al superávit energético: El flujo constante de buques desde Puerto Rosales hacia el hemisferio norte es el motor que sostiene la balanza comercial energética positiva del país. Con la producción de Vaca Muerta batiendo récords mes a mes, la exportación se ha vuelto el destino natural de la mayor parte del crudo extraído, ya que la demanda de las refinerías locales se encuentra plenamente satisfecha.
Expertos del sector señalan que esta secuencia de embarques hacia Estados Unidos no es un hecho aislado, sino la consolidación de una ruta comercial estratégica que le permite a las operadoras argentinas capturar precios internacionales y financiar la expansión de sus planes de perforación para 2026 y 2027.
La Visión de Runrún Energético:
En Runrún nos entusiasma ver estas fotos de los “gigantes” cargando en Puerto Rosales. Es la prueba física de que la energía es la nueva soja. Ver salir 2 millones de barriles en una sola tanda operativa es un mensaje claro al mundo: Argentina tiene el recurso, tiene la eficiencia y ahora tiene la salida. El midstream dejó de ser una promesa para convertirse en una realidad que factura en dólares. Si Puerto Rosales sigue a este ritmo, la discusión sobre la falta de divisas va a quedar pronto en el pasado.
En una negociación relámpago que garantiza la continuidad de las operaciones en el corazón del shale argentino, los sindicatos petroleros de la Cuenca Neuquina alcanzaron un acuerdo con las cámaras empresariales (CEPH y CEOPE).
El pacto incluye un ajuste salarial alineado con los índices inflacionarios del primer trimestre de 2026 y la implementación de un “súper bono” de gratificación no remunerativo que se percibirá en dos tramos. Este acuerdo no solo desactiva cualquier foco de conflicto en un momento de récords productivos, sino que consolida a la industria petrolera como el sector con los mejores estándares salariales del país, reflejando la alta especialización que demanda la actividad no convencional.
Incentivo a la productividad y estabilidad: El sindicato liderado por Marcelo Rucci destacó que el bono extraordinario es un reconocimiento al esfuerzo de los trabajadores que han permitido alcanzar niveles de fractura y perforación sin precedentes. Para las empresas operadoras, la firma de este acuerdo representa la seguridad jurídica laboral necesaria para sostener los planes de inversión anunciados para este año.
La “paz social” es un activo intangible pero crítico en Vaca Muerta: un día de paro en la cuenca representa pérdidas millonarias y afecta los compromisos de exportación asumidos, por lo que este cierre paritario es visto con alivio tanto por el sector privado como por el Gobierno nacional.
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Impacto en la economía regional: La inyección de fondos proveniente del aumento y los bonos tendrá un impacto inmediato en el consumo y la actividad comercial de ciudades como Neuquén, Añelo y Rincón de los Sauces. Con salarios que triplican el promedio nacional, el sector petrolero sigue funcionando como el principal motor de la economía regional.
Sin embargo, el acuerdo también pone presión sobre los costos operativos de las empresas de servicios (pymes locales), que deberán absorber estos incrementos mientras intentan mantener la eficiencia competitiva que exige el mercado internacional.
La Visión de Runrún Energético:
En Runrún sabemos que Vaca Muerta es una máquina que no puede parar. El acuerdo alcanzado por Rucci y los jerárquicos es una excelente noticia para la industria; demuestra que hay madurez para negociar sin llegar al conflicto extremo. Un operario bien pago es un operario eficiente, y en una industria de riesgo como la nuestra, la motivación es clave para la seguridad. Con los sueldos asegurados, ahora el foco vuelve a estar donde debe: en los récords de producción y en que el crudo siga fluyendo hacia los puertos.
Un cambio de marea se está gestando en el mercado global del petróleo no convencional. Informes recientes de consultoras como Rystad Energy indican que la cuenca del Permian, el motor que convirtió a Estados Unidos en el mayor productor mundial, está mostrando signos de fatiga operativa y una menor productividad por pie perforado.
Ante el agotamiento de los “puntos dulces” (sweet spots) en Texas y Nuevo México, las grandes operadoras internacionales han comenzado a girar sus radares hacia la Cuenca Neuquina. Vaca Muerta aparece hoy como la única formación en el mundo capaz de ofrecer pozos que, en promedio, son un 65% más productivos que los de su par norteamericano.
La geología argentina como refugio de inversión: Mientras que un pozo promedio en el Permian acumula unos 600.000 barriles, los desarrollos actuales en Vaca Muerta ya alcanzan el millón de barriles de producción acumulada. Esta superioridad geológica se complementa con un espesor de roca que permite múltiples niveles de navegación, algo que el shale de EE. UU. ya ha explotado casi al límite.
Los técnicos destacan que la “ventana de petróleo” argentina es mucho más generosa y resiliente; con un breakeven que ya perforó los u$s 40 en las zonas core, la formación neuquina es capaz de sostener la rentabilidad incluso en escenarios de precios internacionales moderados (Brent a u$s 60-70).
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Competitividad y eficiencia operativa: El estancamiento en EE. UU. viene acompañado de un aumento en los costos de servicios. En contraste, Argentina ha logrado una curva de aprendizaje que para 2026 proyecta un récord de 28.000 etapas de fractura anuales. Si bien el Permian todavía lidera en velocidad de completación (200 días para un pad de cuatro pozos frente a los 234 de Vaca Muerta), la brecha se está cerrando rápidamente.
Este escenario proyecta para 2026 una llegada masiva de equipos de perforación de última generación que buscan replicar el éxito del modelo estadounidense en suelo neuquino, traccionando inversiones de gigantes como Shell, que acaba de ratificar u$s 700 millones para este año.
La Visión de Runrún Energético:
En Runrún siempre dijimos que Vaca Muerta era la “joya de la abuela”, pero ahora es la joya que todo el mundo quiere comprar. Que el Permian esté llegando a un techo es la mejor noticia para nosotros: nos quita un competidor directo por el capital financiero. Estamos ante una ventana de oportunidad histórica: si logramos mantener la estabilidad y las reglas del RIGI, Argentina puede heredar el trono que Estados Unidos empieza a dejar vacante en el mundo del petróleo no convencional.
En el marco de un plan integral de modernización de las relaciones laborales en sectores estratégicos, organismos estatales de Trabajo y Derechos Humanos han iniciado un proceso de monitoreo sobre la implementación de políticas de igualdad y prevención de violencias en empresas del sector minero.
Estas auditorías buscan garantizar que los proyectos, especialmente aquellos ubicados en zonas de alta montaña y campamentos remotos, cuenten con protocolos robustos de convivencia, equidad de género y canales de denuncia efectivos. La iniciativa responde a la creciente exigencia de estándares internacionales de gobernanza (ESG) que demandan que el crecimiento económico de la minería vaya acompañado de un desarrollo social inclusivo y entornos de trabajo seguros para todos sus colaboradores.
Certificación de entornos laborales seguros: El monitoreo pone especial énfasis en la capacitación bajo normativas de prevención de violencias y en la revisión de los procesos de ascenso y contratación para eliminar brechas de género. Desde el sector señalan que la profesionalización de estas áreas no solo mejora el clima laboral y la retención de talento, sino que también es un requisito indispensable para las operadoras que buscan financiamiento en mercados globales.
La transparencia en la gestión de los recursos humanos se ha convertido en un activo crítico: empresas con mejores indicadores de igualdad demuestran una mayor capacidad operativa y una menor conflictividad interna, factores que los inversores monitorean con la misma rigurosidad que los datos de producción.
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Hacia una minería con perspectiva de futuro: La incorporación de más mujeres y diversidades en puestos técnicos y de decisión es uno de los desafíos más grandes que enfrenta la industria minera argentina. Este esquema de monitoreo oficial actúa como un incentivo para que las pymes proveedoras y las grandes operadoras alineen sus reglamentos internos con las mejores prácticas mundiales.
Al fortalecer la cultura organizacional, la industria minera no solo cumple con su responsabilidad social, sino que también mejora su licencia social en las comunidades donde opera, demostrando que el desarrollo minero del siglo XXI es inseparable del respeto a los derechos humanos y la promoción de la igualdad de oportunidades.
La Visión de Runrún Energético:
En Runrún celebramos que la agenda de igualdad llegue a los yacimientos. No se puede hablar de una minería de vanguardia si no garantizamos que cada trabajador y trabajadora se sienta seguro en su puesto. Este tipo de monitoreos ayuda a profesionalizar el sector y a romper con viejos prejuicios, atrayendo a nuevos talentos que la industria necesita desesperadamente. Una empresa que cuida a su gente es, al final del día, una empresa más productiva y sustentable en el tiempo.
Como parte de su programa de fiscalización y remediación ambiental, el Gobierno de Tierra del Fuego ha intensificado las tareas de supervisión sobre el abandono definitivo de pozos petroleros que han cesado su producción.
El proceso, conocido como cierre técnico, consiste en el sellado hermético de las perforaciones mediante tapones de cemento colocados a profundidades estratégicas, con el objetivo de aislar las formaciones geológicas y prevenir cualquier tipo de contaminación en los acuíferos subterráneos. Esta acción es fundamental para asegurar que el ciclo de vida de los yacimientos convencionales en la isla concluya de manera segura, eliminando riesgos para el ecosistema fueguino y cumpliendo con las normativas ambientales vigentes.
Seguridad hídrica y remediación del suelo: La Secretaría de Energía provincial destacó que cada plan de abandono presentado por las operadoras debe pasar por una rigurosa auditoría técnica. No se trata solo de tapar el pozo, sino de garantizar que no existan filtraciones de gas o petróleo residual hacia la superficie o hacia las napas de agua dulce.
Una vez finalizado el sellado del pozo, las empresas están obligadas a realizar la remediación del suelo circundante y el retiro de toda la infraestructura de superficie, permitiendo que el terreno recupere sus condiciones naturales. Este control es vital en una provincia donde la convivencia entre la industria extractiva y la preservación del paisaje es un eje central de la política pública.
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El costo del final del ciclo: El cierre de pozos representa un desafío logístico y financiero para las operadoras, quienes deben destinar inversiones específicas para esta etapa “no productiva”. Sin embargo, las autoridades fueguinas han sido claras en que no se permitirán pozos inactivos sin un plan de cierre definido, evitando así la acumulación de pasivos ambientales que luego deban ser afrontados por el Estado.
Para el sector, este proceso también abre oportunidades para empresas locales de servicios especializadas en remediación y sellado técnico, generando una microeconomía de servicios ambientales que acompaña el declive natural de los yacimientos más antiguos de la cuenca austral.
La Visión de Runrún Energético:
En Runrún celebramos que se hable del final del ciclo con la misma seriedad que del inicio de la perforación. Una industria madura se mide por cómo cuida el suelo cuando se retira. Que Tierra del Fuego lidere estos controles es una señal de que la provincia entiende que la licencia social para seguir explorando depende, en gran medida, de lo bien que se limpien las huellas del pasado. El petróleo se termina, pero el agua y la tierra deben quedar intactos para las próximas generaciones.
En una medida orientada a proteger a los sectores más vulnerables ante la llegada de las bajas temperaturas, el Gobierno de la Provincia del Neuquén oficializó la compra directa de 32.000 garrafas de Gas Licuado de Petróleo (GLP).
La inversión, que asciende a más de 935 millones de pesos, busca cubrir el vacío dejado por la falta de implementación de los programas nacionales de subsidio energético. Con esta decisión, la administración de Rolando Figueroa reafirma su compromiso de que el recurso gasífero llegue primero a los neuquinos, priorizando a los hogares que aún no cuentan con acceso a la red troncal de gas natural en los parajes y localidades del interior provincial.
Inversión propia y logística territorial : La operatoria contempla la adquisición de envases de 10 kilos a la empresa YPF Gas SA, con un costo unitario de 15.000 pesos. Para asegurar que el beneficio llegue a destino sin demoras, la provincia contrató a Hidrocarburos del Neuquén SA (Hidenesa) para coordinar el transporte y la distribución en todo el territorio.
El esquema de entrega prevé que 21.000 garrafas se destinen a los departamentos del interior, donde las condiciones climáticas son más extremas, mientras que las 11.000 restantes reforzarán la asistencia en la zona de la Confluencia. Esta descentralización busca optimizar los tiempos de respuesta y garantizar un stock crítico antes del inicio del invierno.
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Soberanía energética provincial: La decisión de avanzar con fondos propios se tomó ante la ausencia de un convenio firmado con el Estado Nacional para el financiamiento del Fondo Fiduciario para Subsidios de Consumos Residenciales de Gas. Desde el Ejecutivo provincial señalaron que no se puede esperar a los tiempos burocráticos de Nación cuando está en juego la calefacción y la cocción de alimentos de miles de familias.
La medida se suma a otras acciones estratégicas, como el reciente traslado de plantas de GLP para ampliar redes en Moquehue, consolidando un plan integral que busca reducir la brecha de infraestructura energética en una provincia que es, paradójicamente, la principal productora de gas del país.
La Visión de Runrún Energético:
En Runrún destacamos esta gestión como un acto de justicia elemental. Es inaceptable que en la provincia que alimenta de gas a toda la Argentina existan hogares pasando frío. El esfuerzo financiero de la provincia para suplir la ausencia nacional es notable, pero también marca la necesidad urgente de terminar las obras de red pendientes. Mientras el gasoducto no llegue a la puerta de cada neuquino, la garrafa social seguirá siendo el salvavidas indispensable que el Estado debe garantizar.
Venezuela tiene previsto enviar un cargamento de petróleo crudo a Israel. Será el primero en varios años. No hubo anuncio oficial y el movimiento se manejó con bajo perfil, según personas con conocimiento de la operación. Todavía no hay fechas cerradas para el arribo.
Según Bloomberg, el cargamento irá a Bazan Group, el principal refinador israelí. Las fuentes dijeron que el acuerdo no se comunicó y que tampoco se difundieron detalles comerciales. En el mercado, el destino llamó la atención porque no es habitual para el crudo venezolano.
En enero, fuerzas estadounidenses capturaron al presidente venezolano Nicolás Maduro. La administración de Donald Trump anunció luego que pasaría a controlar la comercialización del petróleo del país.
El último envío de crudo venezolano a Israel fue a mediados de 2020. En ese momento, el país importó cerca de 470.000 barriles, según datos de Kpler. Bazan Group, también conocida como Oil Refineries Ltd, declinó hacer comentarios. El Ministerio de Energía de Israel tampoco respondió consultas.
En las semanas posteriores comenzaron a verse movimientos hacia destinos distintos para el crudo venezolano, aunque varios envíos no se hicieron públicos ni quedaron del todo claros.
Hasta la captura de Maduro, la mayor parte del crudo venezolano se vendía a China. En las últimas semanas aparecieron cargamentos con destino a India, España y Estados Unidos. Israel se suma ahora a esa lista. El cuadro todavía no está cerrado y los flujos siguen ajustándose.
En enero, la situación dentro de la OPEP resultó tensa. Aunque el conjunto produjo menos petróleo, los mercados observaban con atención cada indicio de desequilibrio. Este descenso sucede mientras, en otro extremo, Venezuela logra avances notorios. Allí, tras meses de caída, la extracción casi alcanza nuevamente el umbral de un millón de barriles por día.
El 9 de febrero de 2026, una revisión realizada por Reuters mostró que la producción de la OPEP durante enero descendió 60.000 barriles diarios frente a diciembre. En conjunto, llegó a 28,34 millones de bpd. Aunque ciertos países aumentaron su extracción, el panorama general reflejó reducciones sostenidas. Factores técnicos influyeron, junto con restricciones estructurales prolongadas. La disminución persiste sin relación directa con mejoras operativas recientes.
Fue sobre todo por lo que ocurrió en Nigeria y Libia. Operaciones interrumpidas afectaron las salidas desde Nigeria. Las cargas se vieron limitadas allí debido a problemas de transporte. En Libia, condiciones climáticas adversas causaron cierres portuarios. Algunos muelles importantes dejaron de funcionar temporalmente. Esto ya ha sucedido antes en ese territorio. Interrupciones fuera del control comercial son comunes en dicho lugar.
Pese a la demanda elevada, Irán extrajo volúmenes menores. Debido a las restricciones impuestas por Estados Unidos, sus envíos al exterior se mantienen limitados. Aunque el mercado global necesita más suministro, su participación sigue disminuyendo. Como consecuencia, su influencia en el comercio energético mundial permanece restringida.
Un descenso siguió a la medida de OPEP+, tras decidir detener subidas programadas desde comienzo del año 2026. En lugar de añadir crudo, el grupo priorizó estabilidad; algunos miembros funcionan casi al límite actualmente. Más aún, sus esfuerzos giran hacia conservación de infraestructura antes que crecimiento productivo. La revisión responde así a limitaciones físicas, no solo decisiones estratégicas entre países aliados.
Por otro lado, Venezuela tomó un rumbo distinto. Superando los 600.000 barriles por día, la Faja del Orinoco impulsó el total productivo hasta acercarse al millón de bpd. Ese nivel no ocurría desde hace mucho tiempo. Tras una extensa etapa de descenso, ahora hay indicios claros de giro en la trayectoria.
Un alza ocurrió gracias a que dejaron de reducir producción dentro del país junto con mejores condiciones para vender petróleo al exterior. Como las restricciones bajaron, fue posible sacar reservas almacenadas, encender nuevamente perforaciones paralizadas y continuar iniciativas sin avance por ausencia de compradores.
Ahora el escenario político es distinto. Luego de una larga etapa marcada por la inestabilidad y ausencia de recursos, el sector petrolero del país se ajusta a condiciones distintas: normativas renovadas, colaboraciones con compañías internacionales entran en juego, mientras que mantener los envíos al exterior gana prioridad.
Lejos aún de máximos pasados, la mejora pone otra vez a Venezuela bajo observación comercial, especialmente en petróleos densos. Con continuidad en esta tendencia, las refinerías podrían ver cambios, así como los patrones de valoración.
Con el panorama actual, domina una tensión notable en el mercado. Parte de la OPEP reduce su suministro. Al mismo tiempo, vuelven lentamente los barriles procedentes de Venezuela. Varios productores trabajan cerca del máximo posible. Ya desde principios de 2026, cualquier falla significativa resultaría compleja de absorber.
La Cuenca Pérmica representa el 50% de la producción de EE.UU.
La caída en el precio internacional del petróleo, una baja considerable en los márgenes de ganancias de los productores de petróleo de Estados Unidos sumados a una reducción en los rendimientos de los pozos de la Cuenca Pérmica están llevando a los productores de shale estadounidenses a expandir sus fronteras hacia nuevas cuencas. En este contexto, Vaca Muerta aparece como un play atractivo para la inyección de capital.
«Los productores estadounidenses de esquisto se encuentran en una crisis de la mediana edad: saben que sus mejores días de crecimiento ya han quedado atrás», reza un artículo del Wall Street Journal publicado hoy. A principios de este año, Harold Hamm, el magnate estadounidense conocido como “el rey del fracking” anunciaba que por primera vez en su historia detendría las perforaciones en la formación Bakken, en Dakota del Norte: “No hay necesidad de perforar cuando los márgenes prácticamente han desaparecido”, dijo el fundador de Continental Resources en una entrevista que brindó en enero.
Uno de los principales factores que llevó a Hamm a detener su actividad en Bakken, su formación estrella, fue que el breakeven para la perforación de un pozo pasó a valuarse en los US$ 58 por barril. En Vaca Muerta, en cambio, se ubica en torno a los US$ 45. En esta misma línea, la promesa del presidente Donald Trumpde llevar el barril a los US$ 50 fue vaticinada por algunos especialistas como un determinante para reducir operaciones en todas las cuencas estadounidenses, incluidas el Permian.
En enero Hamm declaró a Bloomberg que “mucha gente está evaluando su actividad en todas las cuencas”. Este análisis derivó en la llegada de Continental Resources a Vaca Muerta.
En septiembre pasado el magnate se reunió con el presidente Javier Milei y dio a conocer que su compañía había adquirido a Pluspetrol el bloque Los Toldos II Oeste, convirtiéndola en la primera petrolera norteamericana en desembarcar en Argentina en los últimos 10 años. Además, el rey del fracking adquirió campos no convencionales en Turquía.
La nueva fase de los no convencionales
Harold Hamm junto a Javier Milei durante su visita a Argentina en septiembre pasado.
Ahora el modelo de Hamm podría replicarse a nuevos jugadores. El mensaje del multimillonario no pasó desapercibido entre los productores que exploran entrar en la fase del Shale 2.0, una nueva era de los no convencionales que abre la posibilidad a replicar el exitoso modelo del Permian y expandir las fronteras hacia otros cuencas más rentables.
La suma de factores ha conducido a los productores de shale a una “crisis de mediana edad”, asegura el WST: “Muchos han combinado fuerzas, y algunos están gastando capital extra para sacar el máximo provecho de la superficie que les queda (en Estados Unidos). Más recientemente, han comenzado a buscar esquisto en el extranjero”, reza el artículo.
Entre ellos, otra de las firmas que decidió abrir el juego fue EOG Resources -la petrolera independiente que es emblema de la eficiencia-que obtuvo una concesión para la exploración de 900,000 acres en los Emiratos Árabes Unidos, convirtiéndolo en su proyecto más ambicioso por fuera de EE.UU. De hecho, EOG había sido una de las pioneras en Vaca Muerta cuando en 2011 realizó las primeras perforaciones en Bajo del Toro junto a YPF. En 2016 finalmente decidía retirarse de Argentina para enfocar su actividad en su país de origen.
La caída de la producción en el Permian, la madre de la mirada al extranjero
Vaca Muerta, en la mira de los productores norteamericanos que buscan mayor rentabilidad luego de la caída de rendimiento de Permian.
La tendencia de abrirse al extranjero por parte de las compañías norteamericanas había tenido un primer auge en 2010 cuando los productores analizaban esa posibilidad, lo que determinó que a se período se lo conociera como «Global Shale 1.0». Sin embargo, analistas atribuyen a la exitosa producción en el Permian como la causante de que ese plan fracasara.
“Los tiempos han cambiado, y las condiciones ahora están maduras para la fase Global Shale 2.0. La cuenca del Permian sigue siendo un broteo, pero los pozos no son tan prolíficos como solían ser. En promedio, los pozos del Permian perforados por primera vez en 2016 en la formación Wolfcamp se estimaba que producían 65 barriles por pie lateral perforado. Se espera que los pozos perforados el año pasado produzcan 46 barriles por pie”, sostienen desde el periódico económico.
Según las estimaciones de los analistas consultados, el Wall Street Journal asegura que a los productores estadounidenses les quedan menos de 10 años de pozos de primer nivel: “Los productores norteamericanos de gran capitalización tienen en promedio alrededor de 7,5 años de inventario de perforación de esquisto de alta calidad. A los pequeños y medianas productores les va peor, con un promedio de 2,5 años de inventario de esquisto de alta calidad”, sentencia.
Maquieyra fue uno de los articuladores con la oposición del capítulo energético de la Ley de Bases.
Tras su reciente designación como director titular por la Clase D, Martín Maquieyra se integró a las funciones de gobierno de YPF, que conduce Horacio Marín como presidente y CEO. El exlegislador pampeano, cuya llegada se formalizó a fines de enero tras vencer su mandato el 10 de diciembre, desempeñará un rol en el Comité de Sustentabilidad y Riesgos de la petrolera,
La incorporación de Maquieyra es parte de los movimientos que llevaron a la designación del jefe de Gabinete, Manuel Adorni, en representación del Estado como Director Titular clase A, lo que le asegura al funcionario nacional la Acción de Oro en la compañía.
Estos cambios se dan como parte de una reconfiguración del Directorio que YPF comunicó días atrás a la Comisión Nacional de Valores, tras la reunión del 30 de enero, donde se produjeron movimientos internos de piezas clave del Gobierno nacional.
Tal como anunció la compañía, uno de los cambios más significativos fue el de Guillermo Francos, quien ya formaba parte del Directorio pero se desempeñaba en representación de la Clase A. Con la nueva estructura, dejó ese lugar para asumir como director titular Clase D, en tanto que se aceptaron las renuncias de Eduardo Rodríguez Chirillo y José Rolandi.
Manuel Adorni con la Acción de Oro
Ese espacio vacante en la Clase A fue ocupado por Adorni, quien comunicó su renuncia a percibir honorarios por el cargo. El control de la acción de oro es de gran relevancia para la estructura societaria de YPF, ya que otorga poder de veto en decisiones trascendentales y requiere de su voto afirmativo para definiciones específicas de la organización.
La llegada de Maquieyra al board responde a un perfil que combina formación académica con experiencia en el terreno legislativo. El exlegislador es Magíster en Gestión en Gas y Petróleo y cuenta con posgrados en economía y desarrollo sustentable, lo que le otorga perfil técnico para los desafíos que enfrenta la industria energética.
Su activo más valorado por el Gobierno fue su capacidad de articulación durante el debate de la Ley Bases. Como vicepresidente de la Comisión de Energía y Combustibles de la Cámara de Diputados, Maquieyra fue el negociador central para consensuar con los bloques opositores los capítulos referidos a la reforma energética, que representaban una parte sustancial del proyecto oficial.
Este rol legislativo -ingresó al Parlamento en 2016 en reemplazo de Carlos Mac Allister y renovó su banca en 2017 y 2021- fue captado por el Gobierno como un activo por el cual le ofrecieron estar en el board de YPF.
Con estos cambios, el Directorio de la petrolera termina de definir los perfiles de sus comités de seguimiento, de cara a la próxima reunión prevista para finales de febrero, donde se continuará con la agenda técnica y de inversiones de la firma.
“Cuando alguien les dice ‘esta vez es diferente’, lo primero que ustedes saben es que esta vez no es diferente. Seguro que es mentira. Bueno, lo primero que quiero decirles para empezar este discurso es que está vez es diferente. Y quiero explicarles por qué”, aseguró Demian Reidel el 23 de abril del año pasado ante los socios del Rotary Club de Buenos Aires, horas antes de ser designado presidente de Nucleoeléctrica Argentina.
“Les voy a contar un chimento. A las 4 de la tarde a mí me hacen presidente de Nucleoeléctrica, que es la empresa del Estado que se ocupa de manejar las centrales nucleares. Y no es que quiera señalar a la gente con el dedo, pero él, el doctor Marcelo Famá, va a acompañarme en la gestión como gerente general. Nos conocemos como hace 30 años”, subrayó. “Vamos a traer un management absolutamente top, son casi todos ingenieros o físicos del Balseiro porque vamos a desarrollar el programa nuclear”, agregó.
Famá fue desplazado el 21 de enero de su cargo luego de una denuncia interna por querer avalar un contrato con un supuesto sobreprecio de 140% y Reidel, quien intentó sostenerlo hasta último momento y perdió la votación dentro del directorio, siguió sus pasos este lunes, dejando la conducción de la compañía, a menos de diez meses de haber asumido y luego de perder el respaldo de la secretaria general de la presidencia, Karina Milei, y del principal asesor presidencial, Santiago Caputo.
Más allá de las denuncias por corrupción que aparecieron en todos los medios, y que también incluyeron sospechas por la reciente cancelación en un solo pago de una deuda bancaria de 825 millones de pesos por parte del físico egresado del Balseiro, lo preocupante a nivel sectorial es la falta de avances del Plan Nuclear Argentino, del que Reidel fue nombrado responsable por el presidente Javier Milei.
Desde la finalización de Atucha II en 2014 el sector nuclear no ha podido concretar ninguno de los proyectos que se propuso. En el camino quedaron el plan para construir el Carem, los acuerdos con China para avanzar con las centrales nucleares de potencia Atucha III y IV, la reactivación o reconversión de la Planta Industrial de Agua Pesada, la expansión del ciclo de combustible —en sus etapas de conversión y fabricación— y la reactivación de la exploración y explotación de la minería de uranio, eslabón inicial de la cadena productiva, pese a que el país cuenta con reservas significativas de ese mineral.
Los distintos gobiernos han hecho numerosos anuncios, más o menos rimbombantes, durante los últimos años destinados a reactivar el sector, que luego se frustraron por falta de recursos y problemas de gestión. El Plan Nuclear Argentino asoma como un exponente más de ese fracaso.
El Plan Nuclear Argentino
Reidel presentó el Plan Nuclear el 20 de diciembre de 2024 en un acto en la Casa Rosada junto al presidente Milei y el titular del Organismo Internacional de Energía Atómica (OIEA), Rafael Grossi. Ese día se anunció también la creación del Consejo Nuclear Argentino, órgano presidido por Reidel e integrado por el Jefe de Gabinete, el ministro de Defensa y el titular de la CNEA.
“El primer paso de este plan es la construcción de un reactor SMR (pequeño reactor modular, según su sigla en inglés) en el predio de Atucha, aunque la tecnología es nueva, gracias al estado avanzado de la ingeniería, el apoyo técnico de la OIEA y a la decisión política firme del presidente Milei, existe una amplia probabilidad de que la Argentina sea la primera nación en producir y comercializar este innovador modelo de reactor nuclear”, sostuvo Reidel.
Luego agregó que “este hito no solamente asegurará nuestra soberanía energética, sino que también nos permitirá replicar este éxito en el territorio nacional y exportar esta tecnología al mundo. Este reactor puede instalarse en muchos más tipos de terrenos que los anteriores modelos, lo cual permitirá industrializar zonas que hoy están despobladas. Esto facilitará el acceso a la energía en todo el país. Los cortes de luz serán apenas un mal recuerdo de una época en la que la Argentina desaprovechaba nuestros enormes recursos”.
Las 3 fases del Plan Nuclear Argentino
La construcción del reactor SMR forma parte de la primera de las tres fases del Plan Nuclear. “¿Qué es la fase 1 del Plan Nuclear Argentino? –explicó Reidel en el Rotary Club en abril—Construir 4 módulos de 300 MW de potencia cada uno en el sitio de Atucha, para sumar un total de 1.200 MW. Eso es casi 10% de la demanda energética de Argentina, pero eso es solo la primera parte de la fase 1”, afirmó.
“El deadline original para la construcción de estos reactores eran 5 años. La verdad es que hablé con muchos de los ingenieros que están involucrados, con la parte regulatoria, y dijeron que es absolutamente imposible hacerlo en 5 años, que no hay ninguna manera de hacerlo en 5 años. Yo la verdad que los escuché y ahora el deadline es de 4 años y medio. Como sigan jodiendo con que es imposible, vamos a seguir bajando. Mi objetivo de verdad es ganarle a ese deadline”, remarcó.
La mirada incrédula de los presentes lo llevó en ese momento a bromear con aquella frase de Carlos Menem sobre los vuelos espaciales que se iban a remontar a la estratósfera. “Para que no se parezca a lo del cohete de Anillaco, yo les digo que esto es verdad”, aseguró entre risas imitando el acento del caudillo riojano.
“Les voy a dar los nombres de los tres ingenieros principales que están con la patente. Son Palito, Vivi y Koro, no Pablo Florido, Viviana Ishida y Sergio Korochinsky. Son amigos míos. Koro era compañero mío en el Balseiro”, agregó para tratar de llevar confianza.
Aquel día sostuvo también que la fase 2 consolidaría a Argentina como exportador de este tipo de reactores y también de uranio, el combustible necesario para que funcionen. «Vamos a hacer como con el ‘modelo ‘Gillette’, que vende las maquinitas de afeitar y los repuestos», en referencia al reactor y los elementos combustibles.
Por último, aseguró que la fase 3 contempla la construcción de una ciudad nuclear en la Patagonia en la que se puedan instalar, según puso como ejemplo, 400 pequeños reactores modulares para albergar centros de datos.
¿Qué se cumplió hasta ahora?
Si bien transcurrió poco más de un año desde la presentación del Plan Nuclear, el gobierno no ha brindado mayores precisiones sobre su avance. Existe un grupo de ingenieros trabajando en el primer SMR argentino, pero no hubo una presentación formal del ACR-300 diseñado por INVAP para su aprobación o licenciamiento en Argentina. Tampoco se ha mencionado quién financiará su construcción ahora que el Estado ya no aporta fondos, ni se informó sobre la firma de contratos para la ingeniería y construcción con empresas EPC (Engineering, Procurement, Construction). Además, no hay registros de excavaciones, movimientos de tierra, construcción de cimientos u otras obras físicas vinculadas al ACR-300 en el predio de Atucha.
Las internas dentro de Nucleoeléctrica incluso han amenazado con demorar la ejecución de la extensión de vida de Atucha I, según advirtió el mes pasado la gerencia encargada de ejecutar esa tarea.
Lo que sí hizo el gobierno fue crear en diciembre una Secretaría de Asuntos Nucleares para tratar de lograr mayor dinamismo en la ejecución de las políticas públicas relacionadas con el desarrollo nuclear. Al frente de esa oficina puso a Federico Ramos Napoli, un joven de 31 años, abogado especializado en derecho administrativo y corporativo, sin experiencia en el sector más allá de su paso fugaz por Dioxitek durante este mismo gobierno.
Los expertos consultados por EconoJournal coincidieron en que Argentina puede desarrollar pequeños reactores modulares como el ACR-300, pero afirman que con un reactor nuevo como este –por eso ha sido patentado- la construcción podría llegar a demorar diez años. Reidel dijo en abril que, si le seguían diciendo que era imposible, iba a reducir todavía más el plazo de construcción, fijado en cuatro años y medio no para uno sino para los cuatro reactores de la fase 1. En todo momento insistió con que esta vez iba a ser diferente. Falta saber qué dice ahora.
El sistema eléctrico argentino atraviesa una transformación profunda. Con la entrada en vigencia de la Resolución SE N° 400, el país inaugura un nuevo esquema en el que las distribuidoras de energía deben avanzar hacia la contractualización directa del 75% de la demanda eléctrica.
Esto implica un cambio de paradigma respecto al modelo vigente, donde CAMMESA concentraba la compra de energía y la vendía a las distribuidoras bajo un régimen regulado y subsidiado.
Claudio Bulacio, gerente de la Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica de la República Argentina (ADEERA), analizó las condiciones necesarias que supone el nuevo marco de cara a la reconfiguración del vínculo entre empresas generadoras y distribuidoras.
“Estamos avanzando hacia la contractualización del 75% de la demanda, aunque por un tiempo la demanda estará cubierta por la generación asignada”, manifestó el directivo en diálogo con Energía Estratégica.
En esta etapa de transición, los contratos ya firmados por CAMMESA seguirán vigentes, pero las distribuidoras comienzan a negociar acuerdos propios con los generadores, que marcarán el rumbo futuro del mercado.
Uno de los puntos más críticos para que esta contractualización se materialice se requiere el reconocimiento de costos, el posterior el traslado de los precios a los clientes (considerando que a tarifa que le corresponde a las distribuidoras es el valor agregado de distribución con los contratos) y la validación de los entes reguladores, responsables de autorizar que esos contratos formen parte de la tarifa final que paga el usuario.
“Ningún distribuidor hará ningún contrato con un generador si no tiene el aval del regulador para poder trasladar el precio a la tarifa final. Cuanto más competencia haya entendemos que los precios van a ser mejores y eso daría lugar a una tarifa menor, pero en definitiva todos los distribuidores necesitarán el aval del ente”, señaló Bulacio.
“El mecanismo todavía no está previsto, pero los distribuidores podrían tener una carta de oferta del generador, presentarla al regulador para asegurar que sea un precio razonable y, una vez aprobado, se firmarán los contratos y entrarán en vigencia”, agregó.
¿A qué plazos se podrían esperar los PPA? Si bien el actual abanico de contratos bajo el Mercado a Término de Energías Renovables (MATER) es muy amplio, entre 3 a 10 años aproximadamente, el gerente de ADEERA estimó que la primera etapa podría ser menor hasta consolidar PPAs a largo plazo una vez se consolide la normativa y el modelo de contractualización.
“Primeramente, alguien podrá optar por un contrato de 3-9-12 meses para ver cómo funciona, tener la gimnasia de la contratación. Pero cuando el mercado madure, los contratos casi necesariamente serán a largo plazo”, indicó.
“Los contratos cuando a más largo plazo sean, habrá mejores ofertas de los generadores y precios. Pero la verdad es que no hay plazos definidos, y está bien que sea así, porque las partes encontrarán el mejor plazo para avanzar”, continuó.
Con lo cual, las inversiones en nuestro sector son a largo plazo, entonces puede haber alguna cuestión de oportunidad.
A esta transformación contractual se suma la necesidad de modernizar la infraestructura de red, de dejar atrás el paradigma unidireccional y analógico del siglo pasado, para dar paso a redes inteligentes, seguras, resilientes y bidireccionales, capaces de operar en un sistema descentralizado e interconectado, donde distribuidores podrán actuar como la plataforma física y comercial para el proceso de la transición.
Para ello, ADEERA viene trabajando en iniciativas concretas para viabilizar este nuevo esquema. Entre ellas, se destaca la propuesta de implementar sandboxes regulatorios, entornos de experimentación controlada donde empresas y reguladores pueden probar esquemas tarifarios o tecnológicos innovadores, fuera del marco regulatorio tradicional.
“Planteamos un mecanismo Sandbox Alpha y hemos tenido reuniones con entes reguladores para hacer una prueba voluntaria para los usuarios”, indicó Bulacio, quien confía en que estos ensayos permitirán validar soluciones replicables para todo el país.
Durante 2025, la Empresa Distribuidora de Electricidad de Salta (Edesa) presentó formalmente la propuesta del primer sandbox institucionalizado de Argentina en la audiencia pública convocada por el Ente Regulador de los Servicios Públicos de Salta (Enresp), a fin de convertirse en pionera en el uso de esta herramienta.
En este caso, el sandbox no se limitó al aspecto tarifario, sino que abarcó aspectos vinculados a la resiliencia del sistema, desarrollo de redes y soluciones adaptadas a la realidad local, marcando un precedente regulatorio para otras jurisdicciones.
CIDEL 2026: el punto de encuentro del futuro eléctrico
Todas estas transformaciones y desafíos confluirán en el Congreso Latinoamericano de Distribución Eléctrica (CIDEL) Argentina 2026, que se celebrará del 14 al 16 de octubre en la ciudad de Buenos Aires, y que es organizado por ADEERA y CACIER como espacio estratégico para que especialistas de distribuidoras, generadores, universidades, consultoras y entes de regulación intercambien visiones y experiencias sobre el futuro del sistema de distribución en la región.
“La idea es que los especialistas puedan presentar un trabajo técnico, que será evaluado por un comité, y los mejores serán expuestos en sesiones técnicas”, anticipa el gerente de la entidad, quien invita a todos los actores del sector a sumarse al debate y aportar soluciones técnicas para acelerar la transición energética.
El próximo 19 de febrero a las 11 horas de Argentina se llevará a cabo un nuevo webinar gratuito, titulado “Energías renovables en Argentina: Oportunidades en el nuevo contexto de inversión”, organizado por Energía Estratégica.
El encuentro reunirá a representantes de alto nivel de compañías líderes en generación, desarrollo, fabricación e innovación tecnológica, con el objetivo de analizar en profundidad los nuevos marcos normativos y las oportunidades de articulación que emergen para el sector, considerando que el país impulsa una transformación estructural del sistema energético, avanzando hacia un modelo que promueve contratos bilaterales a través del Mercado a Término (MAT) como mecanismo principal.
En este contexto, el webinar virtual y gratuito contará con la participación de Cristhian Romero, Business Development Manager Latam de Gonvarri Solar Steel; Federico Garín, CEO de Solar DQD; Lucas Estrada, Presidente de la Empresa Provincial Sociedad del Estado (EPSE); Gabriela Guzzo, Gerente comercial de Genneia; y Marcos Donzino, Head of Sales South Latam de JA Solar.
El foco estará puesto en identificar sinergias reales entre players de renombre que ya operan activamente en el país y que se encuentran en distintas fases de la cadena de valor de las energías renovables.
Desde el lado industrial, Gonvarri Solar Steel busca profundizar su presencia en Argentina como parte de su estrategia regional. Con más de 30 GW de trackers entregados globalmente (8 GW en Latinoamérica), la compañía apunta a vincularse con desarrolladores y EPCistas locales desde etapas tempranas para cerrar acuerdos estratégicos durante 2026.
Su reciente lanzamiento, el TracSmarT+2P, amplía el rango de soluciones técnicas adaptadas a terrenos y diseños locales, aportando robustez y eficiencia al desarrollo solar.
En ese camino, Solar DQD actúa como un socio natural. Con más de 1200 MW solares ejecutados como contratista EPC en Argentina, la empresa ya construyó dos de los tres parques más grandes del país, y proyecta alcanzar 400 MW propios adjudicados en 2026, incluyendo 15 MWh de almacenamiento en baterías.
Entre sus principales obras figura El Quemado, desarrollado por YPF Luz, actualmente con un 60% de avance y 100 MW prontos para habilitación comercial.
Desde la esfera pública, EPSE San Juan avanza en la consolidación de un polo solar con infraestructura eléctrica, producción tecnológica y desarrollo de proyectos. La empresa lidera la construcción de una nueva línea de transmisión de 180 MW de capacidad, clave para liberar nuevos proyectos en la provincia.
Además, en los próximos meses entrará en operación su fábrica de paneles solares, con una capacidad proyectada de 450 a 500 MW anuales, y continúa con más de 350 MW en desarrollo en Tocota, zona de alto recurso solar.
La visión integrada se complementa con Genneia, que se prepara para superar los 2 GW de capacidad renovable instalada durante el primer semestre de 2026.
La compañía lidera además en financiamiento verde, con más de USD 1280 millones en bonos verdes emitidos, y trabaja en nuevos proyectos de almacenamiento, transmisión eléctrica y suministro a grandes consumidores, como data centers.
JA Solar, uno de los tres mayores fabricantes fotovoltaicos a nivel global, también dirá presente durante el webinar y aportará la mirada solar como también del segmento de almacenamiento, con sus soluciones PV + BESS, que combinan módulos TOPCon con baterías contenerizadas de 5 MWh para utility scale.
Como consecuencia, el webinar representa una oportunidad concreta para observar cómo se alinean las estrategias de actores clave del sector frente a las nuevas reglas del mercado argentino y será además un espacio valioso para explorar sinergias que impulsan la transición energética en Argentina y la región.
El almacenamiento híbrido sigue ganando terreno en el sistema energético español, dado que en apenas tres semanas, se registraron tramitaciones administrativas por 571,96 MW de sistemas BESS (Battery Energy Storage Systems) que se integrarán a plantas fotovoltaicas existentes, según un relevamiento de Energía Estratégica en base a los últimos boletines oficiales del Estado (BOE).
Las iniciativas se distribuyen en 19 proyectos y presentan distintos niveles de avance, desde solicitudes de autorización administrativa previa hasta informes de impacto ambiental ya formulados, repartidas principalmente entre Iberdrola, Galp, OPD Energy, Ignis, Grupo Cobra y Gestenia, quienes protagonizan esta nueva ola de tramitaciones.
Iberdrola destaca con cuatro proyectos BESS (Tagus I a IV), todos de 35 MW cada uno, localizados en Cáceres, donde se prevé su hibridación con una red de parques fotovoltaicos existentes. En paralelo, Galp promueve cuatro módulos de almacenamiento de entre 16,5 y 18,5 MW para sus parques Alcázar 1, Alcázar 2, Valdecarro y Valdivieso, todos ubicados en Ciudad Real, Castilla-La Mancha.
OPD Energy avanza con tres proyectos en Cuenca —Belinchón 1, 2 y 3—, cada uno de 26,7 MW, mientras que Ignis impulsa un sistema de 68,6 MW en Madrid, el de mayor potencia entre los relevados. También se destacan iniciativas como la de Monegros Solar, con 45,5 MW en Badajoz, y BESS Development 6, S.L., que presentó una solicitud por 49,7 MW en Solórzano, Cantabria.
Castilla-La Mancha lidera la distribución regional con más de 200 MW de potencia BESS en tramitación, seguida por Extremadura, donde se concentran los proyectos de Iberdrola y Monegros. El resto se reparte entre comunidades como Madrid, Cantabria, Castilla y León, Andalucía y Cataluña. Estos expedientes abarcan distintas fases: algunos ya tienen el informe de impacto ambiental formulado, otros fueron recientemente sometidos al trámite de información pública.
Todos los sistemas BESS tramitados en este período están diseñados para hibridarse con plantas fotovoltaicas, lo que confirma una tendencia ya instalada en el mercado español. Esta configuración maximiza la integración de renovables, reduce vertidos y permite una gestión más eficiente del sistema eléctrico, especialmente en zonas con alta concentración solar. Además, el modelo híbrido habilita un uso más rentable de las infraestructuras de conexión existentes, alineándose con las prioridades técnicas y regulatorias del sistema.
Además, el sector energético español se encuentra a la espera de la primera subasta del mercado de capacidad, que podría lanzarse a finales del corriente año o principios del 2027. La misma generará señales financieras para la tecnología.
Esta expansión regulatoria también responde al objetivo del PNIEC, que proyecta alcanzar 22 GW de almacenamiento para 2030, integrando distintas tecnologías como baterías, bombeo y otras soluciones flexibles. Con un pipeline activo y un marco de ayudas robusto, el almacenamiento híbrido se consolida como una herramienta estructural en la transición energética.
El avance administrativo de estos 571,96 MW confirma el momento de madurez del sector: no solo como respuesta técnica a los desafíos de la red, sino como una oportunidad de inversión estratégica que escala en volumen y profundidad. A la espera de su construcción, estos proyectos ya reconfiguran el mapa del almacenamiento en España.
El informe complementario de Energía Estratégica aporta una visión más amplia del comportamiento de los promotores. Este cruce permite verificar un patrón de concentración en empresas con experiencia regulatoria, enfoque territorial definido y estrategias avanzadas de integración tecnológica. En resumen, el avance de 1.609,1 MW eólicos y fotovoltaicos en apenas tres semanas reafirma la dinámica de crecimiento del sector renovable español. Forestalia, Galp e Iberdrola no solo lideran por volumen, sino por capacidad de ejecución y diversificación tecnológica. La tendencia hacia instalaciones híbridas, junto con la focalización territorial en regiones con alta irradiación solar o potencial eólico, muestra que el mercado se profesionaliza en torno a una nueva fase de competitividad técnica y regulatoria.
Y bajo ese contexto, el próximo 12 de febrero se celebrará el encuentro Future Energy Summit (FES) Iberia Renewables & Storage en la ciudad de Madrid, evento que marcará el inicio de la gira internacional 2026 de FES. La cumbre reunirá a cientos de referentes del sector público y privado, con el objetivo de debatir cómo avanza la transición energética en la región en un escenario donde se aceleran los marcos normativos y emergen nuevas oportunidades de inversión. ¡Entradas disponibles!
En un contexto regional marcado por el avance de las subastas de energías renovables —con más de 5000 MW en agenda entre Panamá, Honduras, Guatemala y Costa Rica—, Dicoma Corporación amplía su estrategia: a la consolidada trayectoria en generación distribuida ahora suma una apuesta firme por los proyectos solares y eólicos de gran escala.
El movimiento se da tras alcanzar los 100 MW instalados sobre cubiertas comerciales e industriales en Colombia, México y Centroamérica, un hito que respalda su decisión de competir también en el segmento utility scale.
“Esto nos da hincapié en la expansión a proyectos de gran escala”, explicó Daniel Chaves, gerente de Soluciones y Energías Limpias (SEL), unidad energética del holding.
El dato es relevante si se lo compara con toda la capacidad distribuida en techos que tiene Costa Rica: apenas 120 MW, según datos oficiales. Y más de 500 proyectos, entre ellos, instalaciones para Walmart, DHL, KFC o McDonald’s, componen el portafolio de Dicoma en esta etapa.
El nuevo paso ya está en marcha, ya que la empresa está por construir su primer parque solar a piso en Costa Rica y se encuentra participando en licitaciones públicas en distintos países de la región.
Según anticipó Chaves, el foco para 2026 estará en consolidar esta línea de negocio, apoyada en la estructura técnica de Dicoma de diseño, construcción, energía, refrigeración y movimiento de tierras.
Desde la compañía estiman que, hacia 2040, se instalarán al menos 6000 MW de nuevas plantas renovables en la región, un número sustentado en los anuncios oficiales y licitaciones activas.
¿Por qué? Solo Panamá prevé subastar 1500 MW en los próximos años; Honduras y Guatemala avanzan con procesos similares; y el ICE en Costa Rica proyecta 1000 MW solares adicionales.
“Tenemos todas las áreas cubiertas para competir en ese escenario”, aseguró el ejecutivo.
La decisión de crecer en escala llega tras un ciclo de fuerte expansión en generación distribuida. En los últimos cuatro años, Dicoma multiplicó por cuatro su potencia instalada año a año. México se convirtió en su principal mercado, seguido de Guatemala y Costa Rica. El caso mexicano es ilustrativo: solo en 2025 se instalaron 1000 MW de generación distribuida, y la firma participó en una porción significativa.
El diferencial, aseguran, no estuvo solo en el volumen, sino en el modelo de gestión. Una red de equipos locales, presencia en nueve países y alianzas técnicas anticipadas marcaron la diferencia. “Fuimos los primeros en Centroamérica en trabajar con la marca S-5!. Hoy todos la usan”, recordó Chaves, al referirse al sistema de sujeciones para techos metálicos.
En paralelo, la empresa enfrenta las mismas tensiones que atraviesan el sector: precios de componentes al alza, clientes con presupuestos congelados y márgenes cada vez más ajustados.
A nivel global, el mercado solar inició una nueva etapa tras la decisión del Gobierno chino de eliminar el reembolso del IVA a las exportaciones de paneles solares a partir de abril de 2026. El ajuste fiscal, que implica un nuevo costo estructural para los fabricantes, podría traducirse en aumentos del 10 % al 15 % en el precio de los módulos y la medida marca el fin de la era del panel “ultra barato” y condiciona las decisiones de compra en toda la industria.
La suba de aranceles para paneles chinos obligó a Dicoma a reformular sus estrategias de compra y diseño. “Nos abastecimos con paneles a mejor precio, aunque sin sobrestockearnos, porque la tecnología cambia cada mes”, indicó.
Para absorber el impacto, reconfiguraron otros ítems presupuestarios, buscando que el CAPEX de los clientes no se vea comprometido.
Colombia es otro de los focos para 2026, ya que luego de ejecutar sus dos primeros proyectos en el país, Dicoma trabaja en el cierre de otros cuatro. Mientras quela expansión hacia nuevos mercados ya está en análisis, principalmente con la mirada puesta en Argentina, Perú, Ecuador y España como próximas paradas «de manera gradual».
La compañía tgs inició la construcción de las obras de ampliación en el Gasoducto Perito Moreno (ex GPNK) y en los gasoductos troncales de su sistema regulado, las que permitirán adicionar 14 MMm³/día de capacidad de transporte de gas natural proveniente de Vaca Muerta (NQN).
En forma paralela, convocó a los Concursos Abiertos para adjudicar la nueva capacidad incremental entre los usuarios interesados en su contratación.
En octubre del 2025, tgs fue adjudicataria en la licitación nacional e internacional convocada por ENARSA, por instrucción de la Secretaría de Energía, para ejecutar la ampliación del Gasoducto Perito Moreno.
tgs ya inició la construcción de las obras que estarán habilitadas en el invierno del 2027, que comprenden la instalación de tres nuevas plantas compresoras a lo largo de la traza del ducto, más un equipo compresor adicional en la planta existente en Tratayén, totalizando 90.000 HP de potencia.
Las nuevas plantas estarán ubicadas en las localidades de Casa de Piedra, Doblas y Chacharamendi, todas ellas en la Provincia de La Pampa.
Asimismo, y para posibilitar que el gas adicional recibido en Salliqueló pueda abastecer al Gran Buenos Aires y al Norte del país, tgs se encuentra desarrollando una obra de ampliación de 12 MMm3/d de capacidad adicional en su sistema transporte regulado, que consiste en la instalación de 20 kilómetros de gasoducto paralelo al troncal y 15.000 HP adicionales en el Gasoducto Neuba III, sobre el cual se realizarán además adecuaciones para operarlo a mayor presión.
La compañía de energía lanzó el 9 de febrero los dos Concursos Abiertos para la adjudicación de servicios de transporte en firme de la nueva capacidad en el GPM (14 MMm3/d desde Tratayén hasta Salliqueló), y en el sistema regulado (12 MMm3/d desde Salliqueló hasta GBA).
Los interesados en la contratación de los servicios de transporte en firme podrán consultar las Bases y Condiciones de la convocatoria en la web de la compañía, www.tgs.com.ar/transporte.
Algunas semanas después de que se conocieran denuncias por presuntos sobreprecios y direccionamiento de licitaciones en Nucleoeléctrica Argentina (a cargo de la operación y mantenimiento de las centrales de energía nuclear del país), renunció Demian Reidel, hombre de estrecha confianza del presidente Javier Milei, y ahora ex presidente de la compañía. No obstante, trascendió que Reidel continuará como asesor de Milei.
La novedad se formalizó con la conformación del nuevo Directorio de Nucleoeléctrica durante la Asamblea de Accionistas. El año pasado, NASA pasó de la órbita de la Secretaría de Energía a la creada especialmente Secretaría de Asuntos Nucleares, a cargo de Federico Ramos Nápoli.
Un comunicado oficial ´describió que “En el día de hoy, lunes 9 de febrero, se llevó a cabo la Asamblea de Accionistas de Nucleoeléctrica Argentina, en la cual se designó la conformación del nuevo Directorio que liderará nuestra empresa durante el próximo período”.
El nuevo Directorio queda conformado por:
Presidente: (Bioquímico) Juan Martín Campos
Vicepresidente: (Ingeniero) Martín Porro
Director titular: (Doctor) Diego Chaher
Director titular: (Ingeniero) Diego Garde
Director titular: (Doctor) Javier Grinspun
Director suplente: (Contador) José Ignacio Bruera Grifoni
Director suplente: (Ingeniero) Juan Cantarelli
La gestión de Reidel se vió afectada por una denuncia por presuntas irregularidades en una licitación del servicio de limpieza de las centrales, que prácticamente duplicaba el precio que se venía pagando por dicha tarea. El caso derivó en el desplazamiento de los gerentes Marcelo Famá y Hernán Pantuso, designados por la conducción encabezada por Reidel, y la caída de dicha licitación.
Juan Martín Campos es ex presidente de Dioxitek S.A (empresa estatal productora de dióxido de uranio y Cobalto-60). También participó en Atucha II y del proyecto del reactor de investigación multipropósito RA-10.
Martín Porro es actual titular de la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA), integró el equipo de puesta en marcha de Atucha II.
Chaher, que continúa como Director Titular, encabez la Agencia de Transformación de las Empresas Públicas, que entre otras cosas procura la privatización parcial de NASA.
Reidel declara:
El año pasado, el entonces jefe del Consejo de Asesores Económicos del Presidente disertó sobre Inteligencia Artificial y Energía nuclear en procura de inversiones, en el marco del Latam Forum, en Buenos Aires.
Destacó ante empresarios del sector y representantes de fondos de inversión que “tenemos grandes extensiones de tierra con acceso a energía y agua, climas fríos, que es la cereza del postre para el enfriamiento de los sistemas IA; y además, estamos en un área sin conflictos armados, sin tsunamis, sin terremotos. No hay muchos lugares en la Tierra con esas cualidades”, señaló.
Reidel agregó que: “el único problema de Argentina es que está área está poblada por los argentinos”.
“Estamos estabilizando la macro, estamos dándoles el marco legal para explicarles que esta vez vamos en serio, estamos abiertos a negocios”.
La Secretaría de Energía, en la órbita del Ministerio de Economía, anunció la convocatoria a una licitación pública nacional e internacional para seleccionar a un comercializador que se encargue de importar Gas Natural Licuado (GNL) y comercializar en el mercado interno el gas resultante de su regasificación, utilizando la capacidad disponible de la terminal portuaria de Escobar, y con punto de entrega al sistema en Los Cardales.
La medida, dispuesta a través de la Resolución 33/2026, establece el marco y los lineamientos técnicos y comerciales que deberán incorporarse a los pliegos, con el objetivo de que la provisión se resuelva mediante competencia, con reglas claras y trazabilidad, se comunicó.
La licitación prevé una etapa de precalificación para evaluar antecedentes y solvencia, y la adjudicación se definirá por el menor adicional en U$S/MMBTU sobre el marcador TTF, que será ofertado por las empresas participantes y que deberá cubrir los costos logísticos y operativos asociados a la operatoria.
El esquema contempla la selección de un único operador para coordinar integralmente la programación de buques, la gestión de inventarios y la utilización de la unidad flotante de regasificación, evitando superposiciones y conflictos operativos en una infraestructura que requiere administración unificada para operar con eficiencia y previsibilidad, se argumentó.
De acuerdo con los lineamientos aprobados, el adjudicatario deberá celebrar un contrato de servicios y acceso de uso con el titular o cesionario de la capacidad de la terminal. La asignación total de capacidad estará prevista para el período invernal del 1 de abril al 30 de septiembre de 2026, mientras que el contrato tendrá una duración de un año desde su firma, permitiendo además acuerdos para optimizar capacidad disponible fuera de ese período.
La resolución fija un cronograma de referencia para concluir el proceso en un plazo aproximado de 40 días desde su publicación (ya oficializada) y establece los parámetros generales para la implementación, dejando la convocatoria y ejecución operativa de la licitación en cabeza de ENARSA conforme a las instrucciones y bases que apruebe la autoridad de aplicación.
Energía señaló que con esta medida “el Gobierno Nacional avanza en un esquema donde la importación y comercialización de GNL se instrumenta con mecanismos competitivos, fortaleciendo la transparencia y la previsibilidad de la operatoria en los meses de mayor demanda”..
El adjudicatario tendrá el uso exclusivo de la capacidad de la terminal de Escobar durante el período invernal.
La Secretaría de Energía formalizó este lunes el llamado aLicitación Pública Nacional e Internacional para que un operador privado realice la importación y comercialización de Gas Natural Licuado (GNL) durante el invierno. La Resolución 33/2026 establece las reglas para el «comercializador-agregador», una figura técnica que reemplazará la gestión estatal de Enarsa en la terminal de Escobar, asumiendo el riesgo operativo para el abastecimiento de este año.
La resolución de hoy es consecuencia del Decreto de Necesidad y Urgencia 49/2026 publicado el 27 de enero, en el cual el Poder Ejecutivo dispuso implementar el nuevo esquema de importación y comercializadión de GNL. Para eso incluyó la extensión de la Emergencia del Sector Energético en transporte y distribución de gas hasta el 31 de diciembre de 2027.
El core de la norma define un sistema de precios máximos para proteger el mercado interno. El valor del gas regasificado estará anclado al índice Title Transfer Facility (TTF) de los Países Bajos, referencia del mercado europeo. La competencia entre las compañías interesadas se centrará en quién ofrece el menor valor adicional para cubrir los costos de flete marítimo, regasificación, almacenaje y el transporte por ducto hasta el nodo estratégico de Los Cardales.
La norma especifica que tal precio máximo no podrá ser superior al marcador internacional que considere la Secretaría compuesto por el TTF publicado por Intercontinental Exchange, Inc. (ICE). A eso «se sumará un valor en dólares estadounidenses por millón de BTU (British Thermal Unit) que sea suficiente para cubrir todos los costos, incluyendo, pero no limitado a, flete marítimo, regasificación, almacenaje, comercialización y transporte por ducto del GNL regasificado hasta el punto de entrega ubicado en la Localidad de Los Cardales, provincia de Buenos Aires».
La elección de un operador único responde a las restricciones físicas de la terminal de Escobar. Según los informes técnicos de la Subsecretaría de Combustibles Líquidos, «la infraestructura exige una utilización coordinada para evitar conflictos en la programación de las ventanas de arribo (slots) de los buques metaneros». Además, se busca centralizar la gestión del inventario en la unidad flotante de almacenamiento y regasificación (FSRU), optimizando el proceso de inyección al sistema nacional.
Contrato anual y exclusividad de regasificación
La importación de GNL y la comercialización local quedará a partir de este invierno en manos de un unico operador privado.
El contrato con el adjudicatario tendrá una vigencia de un año calendario, aunque la asignación de la capacidad total de la planta se concentra en el Período Invernal, definido entre el 1º de abril y el 30 de septiembre de 2026. Para los meses de baja demanda, el comercializador y el titular de la terminal podrán pactar el uso de la capacidad remanente, fomentando una mayor eficiencia en el uso de los activos.
Para las distribuidoras, el nuevo marco busca garantizar un precio competitivo que permita el traslado a tarifas de manera previsible. En el caso de los grandes usuarios industriales, si bien rige el precio máximo de la licitación, el componente del marcador internacional se ajustará al valor del mercado al momento de la compra, exponiendo a este segmento a la dinámica de precios globales del GNL.
Un incentivo fundamental para los oferentes es el derecho de preferencia incluido en el pliego. Quien resulte ganador este año tendrá la facultad de igualar la mejor oferta que se presente en una eventual licitación para el invierno de 2027. Este beneficio estratégico apunta a atraer a los grandes traders internacionales que buscan previsibilidad y permanencia en el sistema energético de la Argentina.
Por qué la urgencia en la licitación
El cronograma oficial refleja la urgencia del sector, por lo que la licitación debe concluir en un plazo máximo de 40 días corridos. Esta celeridad es necesaria para asegurar los cargamentos en el mercado global antes de que comience la estacionalidad fría, en un contexto donde el sistema de transporte aún presenta cuellos de botella para traer el gas de Vaca Muertahacia los centros de mayor consumo.
Desde lo operativo, la entrega en Los Cardales es el punto de vinculación técnica con los gasoductos de Transportadora de Gas del Norte S.A. (TGN). El comercializador-agregador deberá demostrar solvencia técnica y experiencia en logística criogénica compleja, bajo la supervisión de la Secretaría de Energía y del Enargas, que actuarán como autoridades de control del proceso.
La normativa aclara que este esquema de exclusividad operativa para Escobar no impide el desarrollo de otros proyectos privados de regasificación en el país. El objetivo es que la terminal bonaerense funcione como un ensayo de mercado abierto, donde el Estado abandone el rol de comprador y pase a ser el garante de reglas claras y transparencia en la competencia entre privados.
Finalmente, el Gobierno se reservó una cláusula de resguardo ante imprevistos. Si el procedimiento licitatorio no arrojara ofertas convenientes o se declarara desierto, la Secretaría podrá instruir a Enarsapara que retome el mecanismo actual de compras. De esta forma, se busca blindar el suministro invernal de 2026 mientras se intenta consolidar el traspaso de la actividad comercial al sector privado.
La ampliación del Gasoducto Perito Moreno elevará la capacidad de transporte de 21 a 35 MMm³/d en el tramo Tratayén–Salliqueló
La operadora de transporte de gas TGS inició la construcción de las obras en el Gasoducto Perito Moreno y en los gasoductos troncales de su sistema regulado, que permitirán adicionar 14 MMm³/día de capacidad de shale gas proveniente de Vaca Muerta. Al mismo tiempo, la empresa ya convocó a los Concursos Abiertos para adjudicar la nueva capacidad incremental entre los usuarios interesados en su contratación.
El proyecto es la primera iniciativa privada tramitada bajo la actual administración nacional. Presentada a mediados de 2024 por la compañía, fue sometida a un proceso de licitación pública nacional e internacional. TGS se presentó como el único oferente, lo que derivó en que, en octubre de 2025, el Gobierno le adjudicara la ejecución de los trabajos para ampliar la capacidad de transporte desde la Cuenca Neuquina.
En la expansión de capacidad sobre la traza del Perito Morenoy el sistema regulado de transporte, el plan de obras contempla la adición de 105.000 HP de compresión y la adecuación operativa para la evacuación adicional desde Tratayén hacia el Litoral.
En el segmento del GPM, la ingeniería contempla la instalación de tres nuevas plantas compresoras en la provincia de La Pampa, específicamente en los nodos de Casa de Piedra, Doblas y Chacharamendi. Las instalaciones, sumadas a la potenciación de la planta existente en Tratayén, aportarán un total de 90.000 HP de potencia.
Se estima que la disponibilidad de capacidad requerirá una inversión complementaria en el midstreamde US$ 450 millones.
El Gasoducto Perito Moreno, inaugurado en julio de 2023 y operado y mantenido por TGS, cuenta con 563 kilómetros de extensión y 36 pulgadas de diámetro, con dos plantas compresoras en Tratayén y Salliqueló de 15.000 HP cada una, que hoy permiten transportar 21 MMm³/día.
Impacto de las obras de ampliación y llamado a concurso abierto
La ampliación del Perito Moreno permitirá elevar la capacidad de transporte del ducto de 21 a 35 MMm³/d en el tramo Tratayén–Salliqueló. Aguas abajo, la compañía desarrolla en paralelo una obra de ampliación en su sistema regulado. Los trabajos técnicos consisten en adecuaciones técnicas para operar el ducto a mayor presión, optimizando el flujo de 12 MMm³/d adicionales desde Salliqueló hacia el nodo de consumo de GBA.
La compañía de energía lanzó este lunes los dos Concursos Abiertos para la adjudicación de servicios de transporte firme de la nueva capacidad en el GPM (14 MMm3/d desde Tratayén hasta Salliqueló), y en el sistema regulado (12 MMm3/d desde Salliqueló hasta GBA).
Desde la perspectiva del despacho, la nueva configuración técnica permitirá entregar 14 MMm³/d en el nodo Litoral para el invierno de 2027. Esto resulta estratégico para la sustitución de combustibles líquidos, ya que el gas de formación neuquina reemplazará importaciones de GNL y gasoil que operan bajo costos marginales significativamente superiores a los de la cuenca doméstica.
El proyecto, adjudicado mediante la Resolución 397 de la Secretaría de Energía, establece una tarifa de transporte de US$ 0,69/MMBtu. Este valor contempla no solo el repago de la inversión de US$ 700 millones, sino también los costos operativos y de mantenimiento de la nueva infraestructura y de la ya existente bajo titularidad de ENARSA.
Upstream: cerca de 20 pozos iniciales en Vaca Muerta
Finalmente, el impacto técnico se extiende al upstream. La disponibilidad de estos nuevos 14 MMm³/d de capacidad firme traccionará la perforación de aproximadamente 20 pozos iniciales en Vaca Muerta. Esto requerirá, además, una inversión complementaria en el segmento de midstream de US$ 450 millonesdestinada a instalaciones de acondicionamiento de gas para cumplir con las especificaciones de transporte del sistema troncal.
Para la compañía y el Estado nacional, la puesta en marcha de esta infraestructura proyecta beneficios para la balanza comercial de país con un ahorro de divisas estimado en más de US$700 millones anuales, por la la sustitución de importaciones.
En términos fiscales, el impacto positivo se estima en los US$ 500 millones por año, cifra que no contempla los ingresos adicionales que podrían generarse por la exportación de excedentes de gas natural a la región durante el período estival.
Juan Martín Campos, nuevo presidente de Nucleoléctrica.
El gobierno definió un recambio en el directorio de Nucleoeléctrica, la empresa generadora nuclear estatal. EconoJournal confirmó que el presidente de Dioxitek, Juan Martin Campos, fue designado este lunes como nuevo presidente de la compañía, en reemplazo de Demian Reidel.
El Ministerio de Economía y la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA), los accionistas de Nucleoeléctrica, realizaron este lunes al mediodía una asamblea de accionistas para definir un nuevo directorio.
Como vicepresidente de la compañía quedó el presidente de la CNEA, Martín Porro, en reemplazo de Germán Guido Lavalle. Diego Chaher, titular de la Agencia de Transformación de Empresas Públicas y hombre de confianza del asesor presidencial Santiago Caputo, continuará en el directorio de la compañía generadora
El resto del directorio de cinco miembros se completó con el ingreso del gerente de Sitio del complejo nuclear Atucha, Diego Garde, y el gerente de Jurídicos de la CNEA, Javier Grinspun.
El cambio de directorio llega en un momento crucial para la compañía. Nucleoeléctrica esta ejecutando los proyectos de extensión de vida de la central nuclear Atucha I, programada para volver a operar en marzo de 2027, y de construcción del Almacenamiento en Seco de Combustibles Gastados de Atucha II (ASECG II), dos proyectos que implican una inversión global de US$ 700 millones.
Nucleoeléctrica tiene nuevo presidente: salió Demian Reidel
El nuevo presidente de Nucleoeléctrica, Juan Martín Campos, viene de ocupar la presidencia de Dioxitek, la empresa estatal que produce dióxido de uranio, la materia prima de los combustibles para las centrales nucleares argentinas.
Bioquímico egresado de la Universidad de Buenos Aires, Campos se desempeñó como analista de seguridad nuclear en la Autoridad Regulatoria Nuclear entre 2017 y 2024. Luego ingresó en Dioxitek como gerente de Seguridad, Calidad y Ambiente, siendo promovido a la vicepresidencia de la compañía en octubre de 2025.
Finalmente quedó designado como presidente de la empresa a fines de 2025, cuando el gobierno creó la Secretaria de Asuntos Nucleares dentro del Ministerio de Economía, designando al entonces presidente de Dioxitek, Federico Ramos Napoli, como nuevo secretario.
En una entrevista con EconoJournal, Ramos Napoli destacó el modelo comercial aplicado en Dioxitek como un ejemplo de lo que se debe intentar para el resto del sector nuclear. La empresa saneó sus deudas y alcanzó un récord de producción anual de 190 toneladas de dióxido de uranio en 2025.
Precisamente, el Ministerio de Economía aprobó la semana pasada el Plan de Acción y el presupuesto de Dioxitek para el ejercicio 2026. El resultado proyectado es de un superávit financiero final de 775.253.310 de pesos, producto de un modelo operativo basado en recursos propios y la ausencia total de endeudamiento para el período.
Los ingresos de operación alcanzarán los 29.243.408.710 de pesos, frente a gastos operativos de 18.838.608.794. El presupuesto determinó un resultado económico de 11.134.448.468 de pesos, que permitirá cubrir de forma integra un plan de gastos de capital por 10.359.195.158 de pesos.
TotalEnergies y Petrobras compraron un bloque (2613) de petróleo y gas en la costa de Namibia. Cada una de las compañías compró el 42,5% de Eight Offshore Investiment que se quedará con el 5%.
El bloque está situado en la cuenca de Lüderitz y abarca una superficie de unos 11.000 kilómetros frente a las costas de Namibia.
Esta adquisición supone el regreso de Petrobras a Namibia y se incluye en la estrategia a largo plazo de la empresa de diversificar su cartera y reponer las reservas de petróleo y gas a través de la exploración de nuevas fronteras y fortalecer alianzas estratégicas.
La transacción “siguió todos los procedimientos de gobierno corporativo de la empresa” y se ajusta al Plan de Negocio 2026-2030, según ha explicado Petrobras.
Petrobras aumentó un 6,1% sus reservas probadas de petróleo, condensado y gas natural en 2025, hasta los 12.100 millones de barriles, según informó la petrolera estatal brasileña. Petrobras aumentó un 6,1% sus reservas probadas de petróleo, condensado y gas natural en 2025, hasta los 12.100 millones de barriles, según informó la petrolera brasileña.
El 84% corresponden a petróleo y condensado, y el 16% son de gas natural, señaló en una nota Petrobras, controlada por el Estado brasileño, pero con acciones negociadas en bolsa.
La compañía señaló que midió sus reservas según los criterios del organismo regulador del mercado de valores de Estados Unidos. En números totales, Petrobras consiguió añadir a sus reservas 1.700 millones de barriles en 2025.
El proyecto de oro en San Juan logró la aprobación del RIGI con un compromiso de inversión de US$650 millones.
Minas Argentinas, propietaria de la mina de oro Gualcamayo en la provincia de San Juan, anunció su primera salida al mercado de capitales. La firma, que forma parte del holding internacional Aisa Group, emitirá el próximo jueves una Obligación Negociable (ON) destinada a la financiación parcial de infraestructura energética.
Esta búsqueda de financiamiento se registra a un mes de que el proyecto minero logró la aprobación al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) y tras la validación de la compañía como empresa pública por parte de la Comisión Nacional de Valores en julio.
La colocación es una ON Clase 1, estructurada en dólares estadounidenses y pagadera en la Argentina. Con un valor nominal inicial de US$ 12 millones, el monto es ampliable hasta los US$ 22 millones en series sucesivas. El instrumento financiero cuenta con un plazo de vencimiento de 12 meses y una tasa de interés fija que surgirá del proceso de licitación pública coordinado por Balanz e Inviu.
Gualcamayo y abastecimiento renovable
El destino exclusivo de estos recursos es la construcción del Parque Solar Calicanto, un proyecto de generación renovable ubicado en el departamento Belgrano, provincia de San Luis. La obra, ejecutada por la subsidiaria Calicanto Solar, es parte de la estrategia de diversificación de activos del grupo. El presupuesto total de la iniciativa asciende a US$ 36,8 millones, de los cuales ya se ejecutaron más de US$ 10 millones.
Desde el punto de vista técnico, el parque contará con una capacidad instalada de 51 MWp y se estima una generación anual de 110,1 GWh. Esta producción resulta suficiente para cubrir la demanda eléctrica de más de 80.000 hogares, ya integración al Sistema Argentino de Interconexión (SADI) se realizará a través de líneas subterráneas y una expansión en la Estación Transformadora Nogolí.
El Parque Calicanto contará con más de 80.000 paneles solares en un precio de 71 hectáreas.
El respaldo crediticio para esta operación resultó favorable tras la intervención de la calificadora Fix SCR. La agencia asignó una nota A+(arg) con perspectiva estable para la compañía, destacando su proceso de transformación iniciado en 2023, y para la emisión de corto plazo, la calificación otorgada fue A1(arg).
En cuanto al cronograma de obra, el predio de 71,9 hectáreas ya recibe los primeros insumos críticos. La empresa adquirió más de 80.000 paneles solares, inversores y sistemas de seguimiento que comenzarán a montarse en marzo próximo. El objetivo es finalizar los trabajos en diciembre de 2026 para iniciar la operación comercial antes del cierre de ese año, contando ya con contratos de venta para el 50% de su producción.
El contexto para esta inversión se ve favorecido por la reciente inclusión de la empresa en el RIGI. Bajo este esquema, la compañía proyecta desembolsos superiores a los US$ 650 millones para el desarrollo de Carbonatos Profundos en San Juan, yacimiento que transita la actualización de sus informes de reservas bajo estándares internacionales para optimizar su potencial geológico.
En una contundente señal de respaldo al potencial energético argentino, Shell confirmó que ejecutará un plan de inversiones de u$s 700 millones durante el transcurso de 2026. La multinacional anglo-holandesa no solo despejó los rumores sobre una posible desinversión en el país, sino que redobló su apuesta con la inauguración de una obra clave: una nueva Planta de Procesamiento de Crudo (EPF) en el bloque Bajada de Añelo.
Esta infraestructura permitirá a la compañía escalar su producción técnica, consolidándose como el principal operador privado de la cuenca neuquina y reforzando su rol como actor crítico en la balanza exportadora de crudo liviano.
Infraestructura para el crecimiento sostenido: La nueva planta inaugurada es el corazón de la estrategia de Shell para 2026. Al permitir el tratamiento del petróleo en boca de pozo, la compañía optimiza la logística de evacuación y reduce los cuellos de botella operativos. La planta ha sido diseñada bajo estándares de “emisiones netas cero” en su operación local, integrando sistemas de recuperación de gas y eficiencia energética.
Esta inversión de u$s 700 millones se destinará principalmente a la perforación de nuevos pozos y a la expansión de la capacidad de tratamiento, con el objetivo de llevar la producción de sus bloques operados a un nuevo techo histórico por encima de los 50.000 barriles diarios.
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Argentina como activo estratégico global: La ratificación del plan de negocios de Shell se da en un contexto de reorganización global de la compañía, donde Argentina ha sido seleccionada como uno de los pocos países fuera de América del Norte con activos de shale de alta rentabilidad. Los directivos de la firma destacaron que la previsibilidad regulatoria y la infraestructura de exportación en marcha (como los nuevos oleoductos) son los factores que permiten sostener este nivel de desembolso.
Para el mercado, la permanencia y expansión de Shell es un “sello de calidad” que tracciona a otros inversores internacionales hacia Vaca Muerta, validando la geología argentina frente a otros sistemas no convencionales del mundo.
La Visión de Runrún Energético
Que Shell confirme u$s 700 millones y diga “nos quedamos” es la noticia del año para el sector. En Runrún siempre sostuvimos que Vaca Muerta necesita de los “grandes jugadores” globales para alcanzar escala de exportación. La inauguración de la planta en Bajada de Añelo no es solo fierros y hormigón; es un voto de confianza en la capacidad de Argentina para ser un proveedor de energía confiable para el mundo.
Si el segundo productor de la cuenca acelera, el efecto derrame en toda la cadena de servicios será inmediato.
El proyecto del Tren Norpatagónico recupera protagonismo con una propuesta de inversión privada que asciende a los u$s 3.000 millones. Liderado por el consorcio TBSA, el plan busca transformar la logística de Vaca Muerta mediante un sistema intermodal que conecte el Puerto de Bahía Blanca con el corazón de la cuenca neuquina.
La iniciativa, que cuenta con el respaldo de bancos internacionales, no solo contempla la rehabilitación de rieles, sino la creación de nodos de transferencia técnica donde el ferrocarril y el transporte automotor convergen para optimizar el traslado de arena de fractura y tubos sin costura, insumos críticos para la competitividad del shale.
Nodos de transferencia y capilaridad logística: Como ya hemos analizado en este portal, la eficiencia de Vaca Muerta depende de la integración de transporte. El proyecto propone el establecimiento de centros logísticos cada 30 kilómetros, permitiendo que el tren realice el transporte de gran volumen mientras que el camión asegure la “última milla” hacia los yacimientos.
Este modelo de “Open Access” busca descomprimir las rutas 7 y 17, permitiendo un flujo constante de materiales que reduciría los costos logísticos en un 30%, permitiendo que el precio del barril argentino sea más competitivo en los mercados de exportación.
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Financiamiento internacional y sostenibilidad: La propuesta destaca por no requerir fondos públicos, apoyándose en un pool financiero de Corea, Emiratos Árabes y el Reino Unido. Además del impacto económico, el sistema intermodal ofrece una solución de sostenibilidad: al trasladar la carga pesada al tren, se reduce drásticamente la huella de carbono y el deterioro de la infraestructura vial de Neuquén.
Con la incorporación de 42 locomotoras y más de 2.000 vagones, el proyecto busca dotar a la región de la infraestructura invisible necesaria para que la producción de crudo y gas pueda escalar sin los cuellos de botella actuales.
La Visión de Runrún Energético
En Runrún mantenemos nuestra línea editorial: el tren es el motor, pero la intermodalidad es la solución. Esta nueva propuesta de inversión de u$s 3.000 millones confirma lo que venimos sosteniendo: el futuro de Vaca Muerta no depende de una sola vía de transporte, sino de un sistema coordinado y eficiente.
Celebramos que los capitales privados apuesten por este modelo integrado que, en última instancia, es lo que permitirá que el potencial geológico se convierta en una realidad macroeconómica para el país.
El sector minero argentino se encamina a transformarse en el nuevo motor de divisas del país. Según las últimas proyecciones de cámaras empresariales y analistas económicos para este 2026, la actividad tiene el potencial de alcanzar exportaciones por u$s 30.000 millones anuales en la próxima década si se consolidan las condiciones de inversión previstas.
Este salto cuantitativo, que implicaría multiplicar por siete las cifras actuales, posicionaría a la minería como el segundo complejo exportador de la Argentina, compitiendo directamente con la agroindustria y el sector de hidrocarburos en la generación de un superávit comercial estructural y federal.
El impacto en las economías regionales: A diferencia de otros sectores, el derrame de la minería ocurre principalmente en provincias cordilleranas y del NOA, donde la actividad es el principal empleador privado. Alcanzar la meta de los u$s 30.000 millones requiere la puesta en marcha de proyectos de clase mundial que hoy se encuentran en etapas de factibilidad o construcción inicial.
Los expertos coinciden en que el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) ha sido el catalizador necesario para que los directorios globales miren a la Argentina como un destino de bajo riesgo relativo, permitiendo proyectar una balanza comercial minera superavitaria que aliviaría la restricción externa de forma permanente.
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Infraestructura y licencia sociallos desafíos pendientes: Para que estas proyecciones no queden solo en el papel, el sector advierte sobre la necesidad de inversiones urgentes en infraestructura logística —ferrocarriles, rutas y conectividad eléctrica— y en el mantenimiento de la estabilidad fiscal. Asimismo, el informe destaca que la “licencia social” y la transparencia en el uso de los recursos hídricos son los pilares que garantizarán la sostenibilidad del crecimiento.
El 2026 se perfila como el año bisagra donde los anuncios de inversión deben comenzar a traducirse en obras civiles concretas para asegurar que el flujo de divisas comience a escalar hacia finales de la década.
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Hablar de u$s 30.000 millones no es una expresión de deseos, es una hoja de ruta posible. Para Runrún, la minería es el complemento perfecto de Vaca Muerta: ambas industrias comparten la necesidad de capital intensivo y seguridad jurídica de largo plazo. Si Argentina logra blindar estas inversiones de los vaivenes políticos, estaremos ante un cambio de matriz económica histórico.
El país no solo será un exportador de materias primas, sino un nodo de desarrollo tecnológico e industrial en el interior profundo.
La pregunta sobre la relevancia real de Vaca Muerta en el mapa energético mundial vuelve a estar bajo la lupa de los analistas internacionales. En comparación con las grandes cuencas de Estados Unidos, como Permian o Marcellus, la formación neuquina no solo compite en calidad geológica, sino que en varios indicadores técnicos —como el espesor de la roca y la presión natural— la supera ampliamente.
Sin embargo, el análisis plantea que para consolidarse como el polo de shale líder fuera de Norteamérica, Argentina debe cerrar la brecha en infraestructura y disponibilidad de sets de fractura, factores que hoy limitan que la extraordinaria calidad del subsuelo se traduzca en una producción a escala global.
Calidad de roca vs. Eficiencia operativa: Los últimos informes de consultoras energéticas destacan que Vaca Muerta ha logrado bajar sus costos de perforación de manera sostenida, acercándose a los niveles de competitividad de las cuencas estadounidenses. La gran ventaja argentina radica en que el desarrollo apenas ha cubierto una fracción de la superficie total, dejando un inventario de pozos de alta productividad para las próximas décadas.
El desafío para 2026 es igualar la “logística de precisión” de Texas, donde la rotación de equipos y la disponibilidad de insumos permiten una flexibilidad que Argentina aún está construyendo a través de proyectos intermodales y expansión de plantas de tratamiento.
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El foco de los inversores internacionales: Para los mercados, Vaca Muerta ya no es una promesa, sino una realidad operativa que figura en los portfolios de todas las grandes operadoras globales. Mientras que en otras regiones del mundo los proyectos de shale han enfrentado barreras geológicas o falta de licencia social, en Argentina el consenso sobre el desarrollo de la cuenca es sólido.
Este estatus de “polo de clase mundial” es lo que permite que, a pesar de las condiciones macroeconómicas, empresas de primera línea mantengan sus planes de inversión, proyectando que la cuenca sea el principal motor de divisas del país en el corto plazo.
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En Runrún no tenemos dudas: la geología nos puso en el podio mundial. Como indica el análisis de LU17, el desafío ya no es el subsuelo, sino lo que hacemos en la superficie. Para ser el número uno fuera de EE.UU., necesitamos que la logística y la normativa caminen a la misma velocidad que los récords de fractura.
La calidad de la roca es nuestro activo, pero la eficiencia de la gestión será nuestro verdadero diferencial competitivo.
En un paso estratégico para garantizar la sustentabilidad operativa de la cuenca, Vista Energy oficializó su incorporación al Instituto Vaca Muerta. La compañía liderada por Miguel Galuccio se suma así a este centro de formación técnica de vanguardia, cuyo objetivo es el desarrollo de futuros profesionales especializados en la complejidad del mundo no convencional.
Esta alianza busca cerrar la brecha entre la demanda de mano de obra calificada y la oferta local, asegurando que el crecimiento proyectado en la producción de hidrocarburos esté respaldado por personal con los más altos estándares técnicos y de seguridad.
Capacitación técnica de alto rendimiento: El programa de formación del Instituto se centrará en áreas críticas como la ingeniería de perforación, la optimización de fracturas y la gestión ambiental en yacimientos de shale. Para Vista, que ya se consolida como el principal actor privado con más de 75 millones de barriles producidos, la formación de talento propio es una inversión directa en competitividad.
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El Instituto Vaca Muerta, que abrirá sus puertas en Neuquén durante el mes de marzo, funcionará como un polo educativo donde la experiencia de campo de las operadoras se transformará en programas académicos de aplicación inmediata.
Impacto en la comunidad y empleo local: La participación de las grandes operadoras en este esquema de formación no solo beneficia a las empresas, sino que genera un efecto multiplicador en la empleabilidad de la región. Al estandarizar las competencias necesarias para trabajar en Vaca Muerta, se facilita la inserción de jóvenes neuquinos en puestos de alta remuneración, fortaleciendo el tejido social de las ciudades cabecera como Añelo.
Esta iniciativa es una pieza clave de la “infraestructura invisible” que la industria necesita para alcanzar la meta de producir más de un millón de barriles diarios en los próximos años.
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En Runrún celebramos esta visión de largo plazo. No hay récord de producción que se sostenga sin la gente adecuada. Que Vista Energy, un ejemplo de agilidad y crecimiento en el shale, se comprometa con la formación profesional en el Instituto Vaca Muerta es una señal de que la industria ha madurado.
Como siempre decimos: el petróleo está en la roca, pero el valor lo genera el conocimiento. Esta es la inversión que garantiza que el éxito de Vaca Muerta sea, ante todo, un éxito de los argentinos.
El último Monitor Económico Mundial (WEO) del Fondo Monetario Internacional, actualizado a finales de enero de 2026, ratifica una perspectiva de crecimiento del PBI del 4% para la Argentina. Este diagnóstico optimista se fundamenta en el dinamismo de los sectores transables, con la energía y la minería a la vanguardia. Según el organismo, estos sectores no solo traccionarán la balanza comercial, sino que se consolidarán como los principales generadores de empleo formal de calidad.
Informes complementarios de consultoras de talento indican que, impulsadas por el RIGI, las empresas de Oil & Gas y Minería ya lideran las búsquedas laborales de este primer trimestre, con un enfoque inédito en perfiles senior y de gestión técnica avanzada.
Crecimiento por encima de la media regional: El pronóstico del FMI sitúa a la Argentina con una expansión superior al promedio de América Latina (estimado en 2,2% para 2026). Mientras que otros sectores de la economía real muestran una recuperación más lenta, la minería y los hidrocarburos operan bajo una lógica de inversión intensiva.
El informe destaca que cerca del 65% del capital comprometido bajo el nuevo régimen de incentivos se dirige a la minería y más del 30% a la energía. Esto ha generado una “caza de talentos” en áreas de operaciones, ingeniería de proyectos y mantenimiento predictivo, donde los salarios del sector ya duplican o triplican la media nacional, convirtiéndose en el refugio de la estabilidad laboral del sector privado.
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El desafío de los perfiles senior y la eficiencia: A diferencia de ciclos anteriores, la demanda laboral de 2026 es altamente selectiva. El reporte de la consultora Seeds revela que el 65% de las nuevas búsquedas en Vaca Muerta y los proyectos de Litio están orientadas a perfiles con experiencia probada y capacidades digitales. La necesidad de planificación estratégica y control técnico en obras de infraestructura masivas —como los nuevos ductos y plantas de procesamiento— exige profesionales que puedan gestionar la eficiencia operativa bajo estándares internacionales.
Este escenario presiona la oferta académica y refuerza la importancia de iniciativas de formación técnica locales para evitar que la falta de cuadros técnicos se convierta en un cuello de botella para el crecimiento proyectado por el Fondo.
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Que el FMI ponga un 4% de crecimiento con nombre y apellido —Energía y Minería— confirma lo que venimos diciendo: la macroeconomía argentina ya no se explica sin Vaca Muerta ni la Cordillera. Sin embargo, para Runrún, el dato más relevante no es el PBI, sino la calidad del empleo. Estamos ante una oportunidad histórica de profesionalizar nuestra fuerza laboral.
Como veremos en las próximas notas, la incorporación de Vista al Instituto Vaca Muerta es la respuesta necesaria a este diagnóstico del Fondo: si queremos ser potencia energética, primero debemos ser potencia en conocimiento técnico.
En el marco del mega proyecto Argentina GNL, el Gobierno de Río Negro y la petrolera YPF acordaron un plan de inversión de 3,5 millones de dólares para la puesta en valor integral del Aeropuerto “Antoine de Saint-Exupéry” de San Antonio Oeste. La obra, que será financiada por las empresas del consorcio exportador, busca transformar una terminal hoy limitada en un nodo logístico clave para el traslado de personal técnico y directivo.
El proyecto ya ingresó a la Legislatura provincial para ser declarado de Interés Estratégico, marcando un precedente de colaboración público-privada donde la industria hidrocarburífera asume el costo de infraestructura civil para acelerar los tiempos de la transición energética.
Infraestructura para el “Hub” de exportación: Las obras previstas contemplan la repavimentación completa de la pista de 1.800 metros, la instalación de balizamiento LED de última generación y la ampliación de la plataforma de maniobras a 6.000 metros cuadrados. Esta modernización no solo permitirá el aterrizaje de aviones de gran porte vinculados a la industria, sino que habilita la posibilidad de operar vuelos comerciales regulares y nocturnos.
Para las operadoras involucradas en la instalación de los buques de licuefacción en el Golfo San Matías, la conectividad aérea es una condición necesaria para garantizar la rotación de equipos y la seguridad operativa de una obra que demandará miles de horas hombre de especialistas internacionales.
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Impacto más allá de la energía: Aunque el motor de la inversión es el gas, el beneficio se derramará sobre toda la región atlántica rionegrina. La reactivación del aeródromo facilitará el acceso al balneario Las Grutas y fortalecerá la capacidad de respuesta sanitaria para emergencias en la zona. Según los legisladores impulsores de la declaración de interés, la recuperación del aeropuerto permitirá que San Antonio Oeste se consolide como un polo de servicios industriales y turísticos de alta gama.
Con el inicio de las obras previsto para este primer semestre de 2026, el aeropuerto dejará de ser una reliquia del pasado para convertirse en la puerta de entrada al futuro exportador de la Argentina.
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En Runrún entendemos que Vaca Muerta no termina en Neuquén; llega hasta el mar. Que las petroleras se hagan cargo de la infraestructura aeroportuaria es la prueba de que cuando el negocio es sólido, la inversión privada aparece para suplir las carencias del Estado.
Como venimos analizando en nuestras notas anteriores sobre empleo y formación, la “Guerra de los Tubos” y la logística intermodal son piezas del mismo rompecabezas. El aeropuerto de SAO es el puente aéreo que necesita el GNL para despegar definitivamente.
La convergencia entre los recursos fósiles de baja emisión y la tecnología digital está redefiniendo el mapa energético global. Un reciente informe sobre la incorporación de energía destaca que el gas natural no solo es el respaldo indispensable para las fuentes renovables, sino que su eficiencia está alcanzando niveles inéditos gracias a la integración de la Inteligencia Artificial.
Desde la optimización de yacimientos no convencionales hasta la gestión de redes de distribución urbana, la IA permite hoy tomar decisiones en milisegundos que reducen el desperdicio operativo y aseguran un suministro estable, marcando el inicio de una era donde la energía y los datos son dos caras de la misma moneda.
Redes inteligentes y predicción de demanda: La aplicación de IA en el sector permite pasar de una gestión reactiva a una predictiva. Mediante el análisis de grandes volúmenes de datos históricos y climáticos, los sistemas actuales pueden anticipar picos de consumo de gas y electricidad con una precisión superior al 95%.
Esto es vital para evitar el encendido de centrales de reserva costosas y contaminantes. Para el sector del gas, esto significa una operación de gasoductos más esbelta, donde la presión se ajusta automáticamente según la necesidad real de la industria y los hogares, optimizando el uso de la infraestructura existente sin necesidad de nuevas obras civiles inmediatas.
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La IA en el corazón de Vaca Muerta: En el plano local, la incorporación de herramientas de análisis de datos y visión artificial está revolucionando la perforación en la cuenca neuquina. Las operadoras ya utilizan algoritmos para identificar las mejores zonas de contacto con la roca y para monitorear la integridad de los pozos en tiempo real.
Esta simbiosis tecnológica no solo baja el costo operativo del millón de BTU, sino que acelera la curva de aprendizaje de la industria argentina, posicionándola como un referente regional en la aplicación de servicios tecnológicos a la energía. El 2026 marca el punto de inflexión donde la IA se convierte en un estándar operativo indispensable en cada yacimiento del país.
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En Runrún entendemos que la tecnología es el verdadero acelerador de la transición. El gas natural nos da la molécula, pero la IA nos da la inteligencia para usarla de manera óptima. Esta integración es fundamental para alcanzar los objetivos de descarbonización sin perder competitividad. Quien no comprenda que la energía es hoy una industria de datos, quedará relegado en un mercado que exige eficiencia absoluta.
La distribuidora Camuzzi Gas Pampeana anunció la finalización e inauguración de una serie de obras estratégicas de refuerzo en la ciudad de Tandil. El proyecto, que demandó la instalación de más de 3.500 metros de nuevas cañerías de polietileno, tiene como objetivo principal eliminar las restricciones de factibilidad en zonas de alto crecimiento demográfico.
Con esta ampliación, el sistema queda técnicamente apto para la incorporación de 2.000 nuevos usuarios residenciales y comerciales, garantizando además una mayor estabilidad en la presión del servicio durante los periodos de mayor demanda invernal.
Detalles técnicos y desafíos operativos: La obra incluyó la interconexión con estaciones reguladoras de presión ya existentes y el cruce de infraestructura crítica, como vías ferroviarias, lo que requirió una logística de precisión para no afectar otros servicios. La utilización de materiales de alta densidad asegura una vida útil prolongada y menores costos de mantenimiento.
Estas tareas se enmarcan en el plan de inversiones 2025-2026 de la compañía, que busca optimizar la red en los puntos más exigidos de la provincia de Buenos Aires, acompañando el desarrollo urbano de las ciudades del interior con infraestructura de energía confiable.
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Impacto en el desarrollo local: La habilitación de nuevas conexiones es recibida como un motor para la construcción y el sector inmobiliario de la zona. Históricamente, la falta de capacidad en las redes de gas natural ha sido un freno para nuevos emprendimientos en Tandil; con este refuerzo, Camuzzi libera potencia en el sistema de distribución local.
Según informaron desde la empresa, los trabajos no solo benefician a los nuevos clientes, sino que mejoran la calidad de suministro de los usuarios actuales al robustecer la malla de distribución y reducir las caídas de presión en los extremos de la red.
La Visión de Runrún Energético
La expansión de las redes de distribución es el eslabón final que hace que el potencial de Vaca Muerta llegue realmente a la gente. Para Runrún, obras como las de Camuzzi en Tandil son fundamentales: de nada sirve el récord de producción en boca de pozo si no invertimos en los “últimos metros” de cañería.
Celebramos que las distribuidoras mantengan el ritmo de inversión en el interior bonaerense, ya que la energía es, ante todo, una herramienta de desarrollo regional.
En cumplimiento con la normativa ambiental vigente en la provincia de Neuquén, YPF llevó a cabo una audiencia pública en la localidad de Añelo para exponer los alcances del proyecto “La Angostura Norte II”. Ante autoridades provinciales, municipales y representantes de la comunidad, la operadora de bandera detalló el Estudio de Impacto Ambiental (EIA) que contempla la perforación de nuevos pozos, la adecuación de locaciones y la infraestructura de transporte necesaria para la evacuación de hidrocarburos.
Este proceso es un paso administrativo crítico para que la compañía obtenga las autorizaciones necesarias y pueda dar inicio a las obras civiles y de perforación planificadas para este ciclo operativo.
Sostenibilidad y mitigación de riesgos: Durante la exposición, los técnicos de YPF destacaron las medidas de mitigación diseñadas para minimizar la huella superficial y proteger los recursos hídricos de la zona. El proyecto incluye protocolos de gestión de residuos industriales y un plan de monitoreo continuo de la calidad del aire y el suelo durante todas las etapas de la obra.
La participación ciudadana en este tipo de instancias busca garantizar que el crecimiento de la actividad en el bloque La Angostura Norte se realice bajo estándares de seguridad y respeto por el entorno, una exigencia creciente tanto de los organismos de control como de los inversores internacionales.
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Infraestructura conectada: Además de la perforación, el proyecto prevé el tendido de líneas de conducción que se integrarán a la red existente de la cuenca, optimizando la capacidad de transporte de la zona norte de Añelo. La aprobación de este estudio permitirá a YPF mantener el ritmo de actividad previsto en su plan de negocios, asegurando que cada nuevo metro perforado cuente con el respaldo técnico y ambiental requerido por la legislación rionegrina y neuquina.
Para la comunidad local, estas audiencias representan también una oportunidad para dialogar sobre el impacto socioeconómico directo que las obras tendrán en la creación de empleo y demanda de servicios regionales.
La Visión de Runrún Energético
En Runrún consideramos que la licencia social y ambiental es el cimiento de cualquier proyecto energético exitoso. Que YPF cumpla con rigor estas audiencias públicas en Añelo demuestra que la industria ha aprendido que no se puede producir a cualquier costo.
La transparencia en la presentación de los estudios de impacto es lo que permite que Vaca Muerta siga creciendo con el consenso de la comunidad. Sin previsibilidad ambiental, no hay inversión de largo plazo.
A menos de una semana de su realización, FES Iberia 2026 se prepara para reunir nuevamente en Madrid a los principales líderes del sector energético ibérico e internacional. El evento, que se celebrará el 12 de febrero, se consolida como la primera gran cita estratégica del año para debatir sobre almacenamiento, mecanismos de capacidad, marcos regulatorios e inversión pública y privada en renovables.
Con una agenda que incluye a altos cargos del Gobierno, CEOs de las principales energéticas y expertos técnicos, esta cuarta edición llega en un momento clave para profundizar el paso desde el despliegue masivo de capacidad renovable hacia su integración inteligente y resiliente en el sistema eléctrico.
La jornada contará con la participación de figuras clave como Carmen López Ocón (IDAE), Fátima García Señán (MITECO), Manuel Larrasa Rodríguez (Junta de Andalucía), Julio Castro (Iberdrola Renovables), Rocío Sicre (EDP), Pablo Fernández Vila (Xunta de Galicia), Alfonso Arroyo González (Junta de Castilla y León), Alberto Hernández Suárez (Gobierno de Canarias), Enrique de Ramón (Zelestra) y Andrés Hernando (Huawei), entre otros.
Esta cuarta edición llega en un momento clave para profundizar el paso desde el despliegue masivo de capacidad renovable hacia su integración inteligente, estable y financieramente viable en el sistema eléctrico. En esta nota, recapitulamos todo lo que dejó la edición anterior y las claves del debate que marcaron el evento pasado, en un año decisivo para la transición energética de la Península Ibérica.
La edición anterior del Future Energy Summit (FES) Iberia, celebrada en junio de 2025, marcó un punto de inflexión para el sector. Más de 400 líderes del ámbito público y privado participaron de un evento atravesado por un escenario de creciente tensión entre la velocidad de la transición energética y las limitaciones operativas del sistema eléctrico ibérico.
Aquel blackout se convirtió en el punto de partida de un debate estructural: cómo asegurar la resiliencia del sistema en un entorno de alta penetración renovable, escasa flexibilidad y señales de precio distorsionadas. La comunidad técnica fue categórica. “El sistema se ha vuelto débil e inestable, con oscilaciones y sobretensiones fuera de control”, concluye el resumen ejecutivo del evento.
La solución no pasa por volver a tecnologías síncronas, sino por acelerar el despliegue de electrónica de potencia con sistemas Grid Forming capaces de aportar inercia sintética y controlar los nudos eléctricos con estabilidad.
El almacenamiento fue, sin lugar a dudas, el eje más mencionado del FES Iberia 2025. Allí, Grenergy anunció un plan de inversión de 3.500 millones de euros, con el 70% destinado a soluciones de almacenamiento e hibridación. Repsol apostó por el bombeo hidroeléctrico con el relanzamiento del Proyecto Aguayo, mientras Acciona Energía destacó la gestión activa de la demanda como vía para enfrentar la canibalización de precios. Empresas como Galp, Matrix Renewables, Saeta y EDPR compartieron estrategias de adaptación al nuevo entorno: hibridar, diversificar mercados, optimizar acceso a red y capturar valor mediante almacenamiento.
La comunidad regulatoria tampoco quedó al margen. Representantes de Galicia, Andalucía, Murcia, Canarias y Comunidad Valenciana reclamaron agilidad administrativa, simplificación de permisos y coherencia entre niveles de gobierno. Se planteó la urgencia de alinear ambición política con señales estables para la inversión.
Otro foco relevante fue la innovación tecnológica. Yingli Solar y Jinko presentaron avances en células tándem de más de 850 W, mientras empresas como Chemik Group y Aerolaser destacaron nuevas soluciones para reducir CAPEX mediante ingeniería avanzada y digitalización operativa, incluyendo sistemas de gemelos digitales para prevenir incendios y optimizar mantenimiento de activos.
El FES también incluyó una dimensión internacional con paneles dedicados a Latinoamérica. Países como Guatemala y República Dominicana presentaron oportunidades para inversión renovable y almacenamiento, destacando procesos licitatorios en curso y marcos de apertura al capital privado. Estas discusiones confirmaron que el interés estratégico por la región está creciendo entre los grandes actores ibéricos.
A solo días del FES Iberia 2026, la próxima edición ya genera expectativa como el primer gran encuentro del calendario energético del año. Entre los ponentes destacados que completan la jornada figuran Fernando Cremades (Galp), Luis Contreras (Yingli Solar), Iñigo Díaz (Ignis Energía), Domingo Jesús López Álvarez (Tera Batteries), Patricia Mora (Acciona Energía), Oscar Aira (GameChange Solar), Jesús Heras (Wattkraft), Ángel Alegría (Schletter), Guillermo Figueruelo (Fronius), Daniel Boluda (Capture Energy) y Donaji Martínez (Jinko ESS), entre otros. El Future Energy Summit se consolida como el espacio donde se definen las coordenadas técnicas, financieras y regulatorias de una transición que ya no admite improvisaciones.
El foco estará puesto en el almacenamiento, los mecanismos de capacidad, los programas públicos de incentivos y la estabilidad regulatoria como herramientas claves para dinamizar el despliegue renovable.
La agenda 2026 sumará paneles específicos sobre el diseño de subastas de capacidad, el futuro del almacenamiento como activo del sistema, el impacto de la digitalización sobre la flexibilidad de la red, la rentabilidad de los proyectos híbridos, los marcos de financiación en entornos de precio volátil y el papel de las Comunidades Autónomas en la planificación energética descentralizada. También se debatirá la coordinación entre redes de transporte y distribución, la modernización del permitting, y la alineación del capital privado con los nuevos instrumentos públicos de apoyo.
El recorrido de 2025 a 2026 no es menor. El sistema eléctrico español ya no debate cuánto renovable puede instalarse, sino cómo integrarlo sin perder estabilidad. En este contexto, el Future Energy Summit se consolida como el espacio donde se definen las coordenadas técnicas, financieras y regulatorias de una transición que ya no admite improvisaciones.
La Comisión Federal de Electricidad (CFE) y la Secretaría de Energía (SENER) de México lanzaron formalmente los Esquemas para el Desarrollo Mixto con el objetivo de incorporar 7500 MW de nueva capacidad de generación antes de 2030.
El nuevo modelo se apoya en contratos PPA de hasta 25años, donde CFE aportará el terreno, la gestión de permisos y la operación del proyecto, además de ser el comprador de la energía generada. Mientras que el sector privado asumirá el 100% del capital líquido, así como la construcción y parte del desarrollo técnico. Por lo que la participación accionaria quedará distribuida en 54% para la CFE y 46% para el inversionista privado.
La estructura financiera contempla una combinación de capital y deuda: 20 a 30% en capital y 70 a 80% en financiamiento, en tanto que el vehículo de inversión incluye contratos vinculantes como fideicomisos, acuerdos de aportación, contratos EPC, de operación y mantenimiento (O&M), y administración. La CFE absorberá el 70% de la energía generada mediante contratos PPA, mientras que el 30% restante podrá comercializarse a terceros o en el mercado.
«Los lineamientos de esta nueva figura definen reglas precisas que brindan certidumbre jurídica a la inversión privada», destacó Luz Elena González Escobar, secretaria de Energía de México.
Los proyectos están integrados al Plan de Inversión en Infraestructura para el Desarrollo con Bienestar 2026–2030, con un presupuesto general de 5.6 billones de pesos, del cual el sector energético representa el 54%, posicionándose como el motor clave del crecimiento nacional.
La convocatoria contempla un portafolio regionalizado de 6500 MW de nueva capacidad renovable, al que se suman proyectos ya en desarrollo por parte de la CFE. Las tecnologías priorizadas son fotovoltaica, eólica y termosolar, distribuidas en siete regiones del país:
Noroeste: 1000 MW solares.
Noreste: 2260 MW, integrados por 70 MW fotovoltaicos y 2190 MW eólicos, posicionándose como el mayor bloque eólico del esquema.
Región Occidental: Se prevén 1540 MW, compuestos por 1140 MW solares y 400 MW eólicos.
El Oriente contará con 600 MW, distribuidos en 400 MW fotovoltaicos y 200 MW eólicos.
Norte: se instalarán 270 MW solares, mientras que en la región Peninsular se contemplan 470 MW fotovoltaicos.
Baja California sumará 360 MW, integrados por 200 MW solares, 100 MW termosolares y 60 MW eólicos, siendo la única región con participación de tecnología solar térmica.
Adicionalmente, la CFE impulsa dos proyectos fotovoltaicos estratégicos: Concepción Mendizábal, con 858 MW en el Noreste, y Cerro Prieto, de 215 MW, actualmente en construcción en Baja California. En conjunto, representan 1073 MW de capacidad adicional ya en proceso de desarrollo.
El diseño contractual contempla mecanismos de protección para asegurar la no consolidación de activos ni pasivos por parte del Estado, manteniendo el control estratégico en manos públicas.
Asimismo, la convocatoria establece criterios estrictos de evaluación y se valorará la experiencia del inversionista en proyectos renovables y almacenamiento, capacidad técnica y financiera, nivel de avance del proyecto (ready-to-build), estructura de gobierno corporativo, modelo económico y TIR indicativa. Las empresas también deberán demostrar capacidad de absorción de riesgos y costes adicionales por contingencias.
El proceso de registro para empresas interesadas está abierto hasta el 20 de febrero mediante la Ventanilla Única de Energía. En esta etapa se solicita documentación técnica, financiera, permisos en trámite, estudios ambientales y de interconexión. Luego seguirán fases de revisión técnica, presentación de propuestas, evaluación, firma de contratos y cierre financiero. La fase de construcción iniciará en noviembre de 2026 y se prevé que los proyectos entren en operación entre 2028 y 2029. El esquema incluye revisiones técnicas, modelos financieros, estudios de impacto ambiental y social, y validación de capacidad técnica y económica de los proponentes.
Este modelo se suma al reciente anuncio de la CFE de invertir 29.000 millones de pesos nexicanos para desplegar más de 1560 MW renovables y de almacenamiento, que refuerzan la visión del Gobierno de avanzar hacia una matriz limpia, robusta y descentralizada.
“Invitamos a todos los actores del sector energético a presentar sus propuestas, sin excluir a nadie”, afirma la secretaria González Escobar, quien encabezó la presentación junto a representantes de la banca de desarrollo y asociaciones empresariales.
Guatemala movió una ficha clave en la transición energética de América Central y lanzó su hoja de ruta energética hasta 2040 durante un summit organizado por la Asociación de Generadores con Energía Renovable (AGER), el cual también fue escenario de un acuerdo inédito: la creación de ARCA, la primera alianza regional de asociaciones de energías renovables de Centroamérica y el Caribe.
El documento nacional presentado por AGER define cómo Guatemala proyecta alcanzar un 80% de generación renovable antes de 2035, sumar 1000 MW de nueva capacidad y lograr cobertura eléctrica universal en áreas rurales para 2032. Además, plantea una modernización integral del sistema eléctrico con foco en la transmisión, el almacenamiento y el financiamiento verde.
Y con la firma de esta plataforma conjunta —integrada por Guatemala, El Salvador, Honduras, Costa Rica, Panamá y República Dominicana—, se abre la puerta a la coordinación técnica, regulatoria y financiera entre países, en un contexto en el que la demanda energética regional crece aceleradamente y los compromisos climáticos exigen respuestas estructurales.
“La hoja de ruta no es un diagnóstico más. Es una agenda concreta para ejecutar la transformación que venimos postergando”, sostuvo Alfonso González, presidente de AGER, en el acto de apertura.
El plan se estructura en tres fases de ejecución: preparación (2026–2030), centrada en reformas normativas, diseño de esquemas financieros y nuevas licitaciones; transformación (2031–2035), con foco en infraestructura, incorporación de renovables y electrificación rural; y consolidación (2036–2040), donde se prevé la adopción de tecnologías de almacenamiento, bonos de carbono vinculados al sector energético y mecanismos de resiliencia frente a eventos climáticos extremos.
La estrategia gira sobre cinco ejes principales: expansión de la generación renovable, desarrollo de la red de transmisión, acceso universal, eficiencia energética e institucionalidad. También propone mecanismos de mercado, mayor certidumbre regulatoria y coordinación interinstitucional como condiciones clave para su implementación.
Tanto la hoja de ruta como la alianza regional surgen en un momento crítico. Guatemala aún no explota el 88% de su potencial renovable, pero ya enfrenta limitaciones en su sistema eléctrico por falta de planificación e inversión en infraestructura.
La creación de ARCA, por su parte, sienta las bases para unificar agendas técnicas y normativas, lo que podría facilitar licitaciones coordinadas, homologación de estándares y acceso a financiamiento multilateral con escala regional.
“La región necesitaba una arquitectura de cooperación más formal, más estratégica. Hoy esa arquitectura existe y se llama ARCA”, afirmó Astrid Perdomo, directora ejecutiva de AGER, al anunciar el acuerdo.
El SER 2026 también convocó a voces internacionales que reforzaron el mensaje de urgencia y oportunidad. Diego Mesa Puyo, exministro de Energía de Colombia, señaló que el sector energético debe dejar de reaccionar y empezar a anticiparse. Desde Siemens, Patrice Rimond compartió avances en digitalización de redes. Y Christopher Barry, de Linea Energy, presentó un caso de integración de energía solar en procesos industriales de alta escala.
Por su parte, la presidenta ejecutiva del BCIE, Gisela Sánchez, advirtió que la transición energética sin inversión es solo un discurso y llamó a priorizar proyectos bancables y con impacto territorial.
Los dos grandes anuncios —la hoja de ruta nacional y la alianza regional— dejaron al SER 2026 con una conclusión clara: la transición energética dejó de ser una conversación técnica y pasó a ser una decisión política y económica urgente.
“Pasar del diagnóstico a la ejecución no es una opción. Es el único camino”, concluyó Perdomo.
El proyecto Vicuña, la alianza estratégica conformada formalmente hace un año entre la australiana BHP y la canadiense Lundin Mining, acelera la inversión en el proyecto de cobre, oro y plata en la provincia de San Juan y tiene previsto para este año desembolsar US$ 790 millones, duplicando la cifra de 2025. Más de 300 proveedores y unas 1.000 personas ya trabajan en el lugar, a unos 5.000 metros de altura.
Vicuña Corp presentará antes que termine el primer trimestre su Informe Técnico Integrado. Este documento unificará el desarrollo de los yacimientos Josemaría y Filo del Sol en un solo plan operativo, optimizando infraestructuras y procesos bajo un esquema de escala inédito en la Argentina.
El informe no solo ajustará los detalles de ingeniería minera, sino que validará las proyecciones sobre su vida útil que, dada la riqueza geológica de ambos depósitos, podría extenderse hasta los 70 años de explotación. Esta longevidad es lo que permitió al proyecto postularse al RIGI bajo la categoría de Proyectos de Exportación Estratégica de Largo Plazo (PEELP), la cual exige una visión de desarrollo que trasciende las tres décadas y garantiza estabilidad por 40 años.
En términos financieros, el informe podría superar los US$ 15.000 millones estimados inicialmente, situando la cifra final incluso cerca de los US$ 20.000 millones. Actualmente, Vicuña ya es considerado uno de los 10 proyectos de cobre más importantes del mundo, lo que explica la magnitud del desembolso que la convertiría en la mayor inversión extranjera directa.
Vicuña y la inversión 2026
Mientras se definen los números finales y su esquema de financiamiento, la actividad en la alta cordillera sanjuanina se acelera tal como se pudo constatar en una visita de la que participó EconoJournal. Para el presente ejercicio 2026, la empresa proyecta una inversión de US$ 790 millones, lo que representa casi duplicar los desembolsos operativos realizados durante 2024. Más de 300 proveedores y más de 1000 trabajadores participan de ese ecosistema en alta montaña.
El flujo de capital sostiene la actividad de nueve equipos de perforación -seis de ellos actualmente del lado chileno- y se está volcando a la construcción de tramos estratégicos del camino de acceso, estudios de suelo para la línea eléctrica y la expansión de la capacidad logística en los campamentos base, entre otras tareas.
Un punto crítico del informe integrado será la resolución de la logística de salida. Al tratarse de un sistema con continuidad geológica en el límite internacional, se evalúa la posibilidad de utilizar infraestructura portuaria en Chile, lo que otorgaría una ventaja competitiva en costos de transporte hacia los mercados asiáticos.
Asimismo, el informe detallará el plan de energización de los yacimientos, buscando la transición desde los actuales equipos diésel hacia una matriz de energía eléctrica de alta tensión y fuentes renovables. Por lo pronto se avanza en la ingeniería del tendido de más de 250 kilómetros de una línea de alta tensión que se vincule con la Estación Transformadora Rodeo, del sistema interconectado.
Integración Josemaría y Filo del Sol
La comparación de recursos minerales sitúa a Vicuña entre los diez activos mas importantes a nivel mundial y largamente por encima del portfolio dentro de San Juan. Entre Josemaría y Filo del Sol, el proyecto ya cuenta con más de 12 millones de toneladas de cobre, 32 millones de onzas de oro y 659 millones de onzas de plata.
Estos números representan un piso técnico, ya que Filo del Sol —considerado el descubrimiento de cobre más importante de los últimos 30 años— aún no encontró sus límites geológicos y continúa en etapa de exploración activa. El año pasado se realizaron 65.000 metros lineales de perforación, con un pozo record de mas de 2.000 metros de longitud.
El cronograma de hitos técnicos muestra realidades complementarias: Josemaría es el activo más avanzado, con Declaración de Impacto Ambiental (DIA) aprobada y en fase de preconstrucción tras dos décadas de inversión. Filo del Sol, en tanto, se encuentra en etapa de prefactibilidad, pero con leyes (concentración de metal en roca) que lo posicionan como un depósito de clase mundial, aportando la escala necesaria para justificar la integración.
Un dato que el Informe Integrado terminará de modelar es el potencial de Filo del Sol. Desde el hito del ‘Pozo 41’ —el pozo descubridor que reveló datos promisorios sobre la profundidad del yacimiento— la exploración no ha encontrado límites.
Los 20 geólogos que hoy perforan a más de 5.000 metros de altura trabajan sobre la premisa de que Filo del Sol es tres veces más grande que Josemaría, lo que otorga la flexibilidad necesaria para proyectar una explotación multigeneracional.
El aporte laboral a la provincia
En cuanto al impacto laboral, el incremento de la dotación será progresivo y masivo. La empresa ya está ejecutando programas de capacitación en comunidades como Iglesia y Jáchal, preparando mano de obra calificada en rubros que van desde la operación de perforadoras hasta servicios de hospitalidad. La demanda de empleo, tanto directo como indirecto, será uno de los motores más potentes para la provincia durante la fase de construcción que se avecina.
El manejo del recurso hídrico y el plan de gestión social también ocuparán capítulos centrales en el reporte de este trimestre. Bajo la lupa de los estándares internacionales de BHP y Lundin, el proyecto busca certificar procesos de alta eficiencia hídrica, contemplando incluso la posibilidad de incorporar agua desalinizada en etapas futuras del proceso industrial para minimizar el impacto en las cuencas locales.
Al formalizar su ingreso al RIGI a fines de 2025, Vicuña Corp. confirmó un compromiso de inversión inicial de US$ 2.000 millones para los primeros 24 meses. Esta cifra cumple con el requisito del 20% de inversión mínima que exige la ley para proyectos estratégicos, demostrando la intención de los accionistas de acelerar los plazos de ejecución apenas se obtengan las aprobaciones regulatorias finales.
Con la presentación del Informe Técnico Integrado, Vicuña cerrará su etapa de diseño para abrir paso a la ejecución definitiva. Lo que hoy es una expedición logística a 10 horas de San Juan y a 5.000 metros de altura, se encamina a ser el complejo minero más grande del Cono Sur.
La magnitud de Vicuña se dimensiona al contrastar sus recursos con los otros megaproyectos que hoy buscan el horizonte del RIGI. Mientras que Los Azules (McEwen Copper) reporta recursos por 10,2 millones de toneladas de cobre y el histórico yacimiento El Pachón (Glencore) se sitúa en torno a los 15 millones de toneladas, el ecosistema de Vicuña ya computa un piso de 12,4 millones de toneladas de cobre contenido.
La diferencia estratégica, sin embargo, radica en el potencial de expansión ya que mientras los otros depósitos tienen sus límites mayormente delineados, Filo del Sol aún no encontró el final de su mineralización. Esto permite proyectar que el inventario conjunto superará largamente a cualquier otro activo sanjuanino.
Gonvarri Solar Steel acelera su expansión en Latinoamérica y define a Argentina como uno de próximos mercados clave en su estrategia regional. Tras lograr más de 30 GW en trackers entregados a nivel global, de los cuales 8 GW corresponden a LATAM, la compañía apunta a su trayectoria para establecer más relaciones sólidas con empresas del mercado.
“El objetivo para 2026 es comenzar a cerrar acuerdos con players dentro del país”, indicó Cristhian Romero, BDM LATAM de Gonvarri Solar Steel, quien considera que la estructura del mercado argentino, basada en inversión local, se alinea con la visión de largo plazo de la empresa.
La firma tiene en la mira a los EPCs, utilities e inversores más relevantes del país. El objetivo es iniciar vínculos desde etapas tempranas, permitiendo una mayor cercanía con los proyectos en todo momento: “Estamos trabajando en Argentina en poder comenzar a vincularnos a los proyectos desde una etapa inicial, desde la parte de ingeniería y desarrollo, para cuando ya se llegue al tender, que el cliente sepa nuestro valor agregado, además de ofrecer el servicio de postventa el cual es bastante cercano”, remarcó Romero.
El modelo de Gonvarri Solar Steel busca no solo vender productos, sino establecer relaciones de confianza a largo plazo; visión que se ve respaldada por la solidez financiera del grupo Gonvarri Industires, con casi 70 años de trayectoria en la industria del acero y más de 20 en el ámbito fotovoltaico: “Nuestro enfoque va actualmente en generar el contacto con empresas y que nos consideren dentro de esos proyectos como un player que le va a dar las garantías que requieren”, remarcó el especialista.
Ese mismo enfoque de crecimiento le ha permitido consolidarse en mercados como Chile y Perú. En el primero de ellos ya superó el hito de 1 GW de trackers entregados; mientras que en Perú, dónde ya han suministrado grandes proyectos desde 2012, actualmente suministran los seguidores solares para el proyecto fotovoltaico más grande del país, de 480 MW de capacidad.
Ambos casos reflejan un proceso de expansión sostenido desde 2010, cuando la compañía comenzó a operar con trackers en LATAM.
A ese respaldo institucional se suma un servicio de postventa robusto, con personal propio en LATAM: “Esto refuerza la cercanía y retroalimentación con los clientes que demanda el mercado. La propuesta incluye, entre otros puntos clave, monitoreo constante de las instalaciones y la actualización de software de seguimiento”, afirmó el BDM LATAM de Gonvarri Solar Steel.
Portfolio de soluciones: trackers, estructuras fija, control de seguimiento propio y AgriPV
La compañía opera como una plataforma multi-producto, capaz de atender tanto el segmento utility scale como el sector comercial e industrial. a nivel regional. El portafolio incluye el seguidor solar 1P, TracSmarT+1P, una solución versátil ampliamente distribuida en la región, y el recientemente lanzado
TracSmarT+2P, que ofrece configuraciones de 1 y 2 strings con hasta 41 metros por fila: Este último modelo combina la robustez del diseño “Compact” con mayor flexibilidad para distintos layouts y condiciones de terreno, ofreciendo seguridad estructural, estabilidad operativa y eficiencia energética.
TracSmarT+ System, su control de seguimiento propio con el que ya controlan y monitorizan plantas fotovoltaicas por todo el mundo. Éste clave para seguir avanzando con paso firma hacia un ecosistema todavía más robusto hacia sus clientes.
Además, ambos incorporan el diseño de la línea AgriPV by Solar Steel, alineándose con normativas europeas para proyectos de agricultura avanzada y ganadería. Su ground clearance de hasta 2,1 metros permite integrar cultivos o actividades pecuarias sin comprometer el rendimiento de la planta fotovoltaica.
“El catálogo se completa con estructuras fijas adaptadas tanto a grandes proyectos como al sector C&I, consolidando a Solar Steel como un actor con capacidad técnica y flexibilidad para adaptarse a diversas necesidades”, complementó Romero.
Con su mirada puesta en Argentina, Gonvarri Solar Steel apuesta a escalar su presencia en Latinoamérica a través de una estrategia basada en cercanía, trayectoria y soluciones innovadoras. El 2026 será, sin dudas, un año de definiciones clave para su posicionamiento regional.
Grenergy dio un nuevo paso en el desarrollo de su proyecto insignia en Chile al impulsar la cuarta fase de Oasis de Atacama, una de las iniciativas de energía solar con almacenamiento más ambiciosas de América Latina. La cuarta etapa, denominada Gabriela, incorpora 272 MW de capacidad solar fotovoltaica y 1,1 GWh de almacenamiento en baterías (BESS).
Esta fase representa aproximadamente una décima parte del proyecto completo, que contempla 2 GW de energía solar y 11 GWh de almacenamiento, posicionándose como un referente regional en la integración de tecnologías para la flexibilidad del sistema eléctrico.
Al igual que en las tres primeras fases, el fabricante español Ingeteam suministró los inversores fotovoltaicos, reforzando una alianza tecnológica que también se extenderá a la sexta etapa del proyecto. En tanto, el proveedor chino CATL participará como suministrador de los sistemas de almacenamiento en fases posteriores.
En el plano financiero, Gabriela fue vendida en septiembre pasado al inversor en infraestructura CVC DIF, filial de la gestora de activos CVC, por un monto de hasta US$475 millones. El acuerdo incluye, además, que Grenergy continuará a cargo de los servicios de operación y mantenimiento por un período de cinco años, asegurando continuidad operativa y transferencia de know-how.
Con la energización de esta cuarta fase, Oasis de Atacama entra en su tramo final: solo restan dos etapas para completar el proyecto. Las tres primeras fases, que en conjunto suman 451 MW solares y 2,5 GWh de almacenamiento, ya fueron puestas en marcha el año pasado. El complejo se emplaza en el desierto de Atacama, una de las zonas con mayor radiación solar del mundo, clave para el desarrollo de proyectos renovables a gran escala en Chile.
Oasis de Atacama se ha convertido en el eje central de la estrategia de crecimiento de Grenergy hacia 2027. En paralelo, la compañía avanza con otros desarrollos solares con almacenamiento. Uno de ellos se ubica en la región del Biobío, en la zona centro-sur de Chile, donde ya comenzó la construcción de un proyecto de 340 MW fotovoltaicos y 960 MWh de almacenamiento, cuya entrada en operación comercial está prevista para 2027.
El plan se completa con una iniciativa en Castilla-La Mancha, España, que contempla 200 MW de capacidad solar y 704 MWh de almacenamiento, reforzando la apuesta del grupo por replicar el modelo de plantas híbridas en mercados estratégicos.
Con estos avances, Grenergy busca posicionarse como uno de los actores clave en el despliegue de energía solar gestionable, un segmento cada vez más relevante para acompañar la transición energética y responder a los desafíos de estabilidad y flexibilidad de los sistemas eléctricos.
El Ministerio de Minas y Energía de Colombia abrió una convocatoria por 104 mil millones de pesos destinada a financiar proyectos energéticos sostenibles en municipios donde se desarrollan actividades extractivas de recursos naturales no renovables. Esta asignación proviene del Sistema General de Regalías (SGR) y busca consolidar una política de transición energética con foco territorial.
Cada proponente podrá presentar un único proyecto, con una asignación máxima de 5000 millones de pesos. Las iniciativas deberán centrarse en generación a partir de Fuentes No Convencionales de Energía Renovable (FNCER), comercialización de energía renovable, eficiencia energética o ampliación de cobertura eléctrica en zonas con servicio precario o sin acceso.
La convocatoria está restringida a los municipios definidos en la Resolución 40599 de 2025, que incluye más de 250 localidades en 27 departamentos. Entre ellos se encuentran Yondó, Supía, Puerto Gaitán, La Jagua de Ibirico, Santa Rosa del Sur, Cúcuta, Neiva, Uribia, Tarazá, San Vicente de Chucurí y Remedios, entre muchos otros.
La propuesta busca reorientar parte de los recursos generados por la explotación de minerales e hidrocarburos hacia obras de infraestructura energética con impacto directo. Se trata de zonas que, a pesar de ser productoras de recursos, presentan déficits estructurales en calidad del servicio eléctrico o baja penetración de tecnologías limpias.
Esta convocatoria se enmarca en un contexto de fuerte dinamismo regulatorio para el sector. La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) dio inicio al proceso de convocatoria de una nueva subasta del Cargo por Confiabilidad, que cubrirá el periodo 2029-2030. El objetivo es asegurar capacidad firme suficiente para respaldar la demanda, especialmente con proyectos que incorporen energías renovables despachables.
Además, Colombia se prepara para su primera subasta de largo plazo para energías renovables, prevista para 2026. Esta permitirá contratos bilaterales entre generadores y comercializadores, lo que facilitará la estructuración financiera de proyectos en FNCER.
También se actualizó recientemente una norma estructural del mercado eléctrico, después de más de una década sin cambios. Esta modificación habilita un entorno más adecuado para la participación de la demanda, la generación distribuida y la integración masiva de fuentes intermitentes como la solar o la eólica.
La convocatoria del Ministerio se convierte así en un instrumento clave para cerrar brechas energéticas desde los territorios. Los recursos podrán ser utilizados tanto para sistemas aislados como para conexión a redes existentes, favoreciendo soluciones adaptadas a las condiciones locales.
Los entes habilitados para presentar proyectos son entidades territoriales, empresas públicas, mixtas o comunitarias. El proceso evaluará aspectos técnicos, económicos y sociales, con criterios de impacto, sostenibilidad y viabilidad.
La disponibilidad del fondo y el carácter limitado de la convocatoria —un solo proyecto por municipio— obligan a los proponentes a priorizar iniciativas estratégicas, con capacidad de escalar y replicarse. El uso de recursos de regalías para energías limpias marca una dirección concreta en la ejecución territorial de la transición energética.
El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, se reunió el martes de la semana pasada con exintendentes del Movimiento Popular Neuquino (MPN) y dio los primeros pasos para empezar a trazar la estrategia de reelección para el 2027.
Por ahora, el acercamiento no implica necesariamente una vuelta al partido, sino abrirle los brazos a que los referentes territoriales se integren a su frente, La Neuquinidad, y evitar la dispersión de votos en un escenario que podría complicarse si La Libertad Avanza juega fuerte en algunos de los principales municipios.
El encuentro se realizó en Aluminé, en la zona centro de la provincia, donde el actual jefe de bloque del MPN, Gabriel Álamo, actuó de anfitrión. Hubo unos 45 exintendentes y también estuvieron presentes el jefe de Gabinete, Juan Luis “Pepé” Ousset, y el exdiputado nacional Osvaldo Llancafilo, quien ahora empezará a trabajar “cerca” del ministro, según se anunció en ese almuerzo.
Figueroa brindó su análisis de las legislativas del 2025, que lo relegaron al segundo lugar por el triunfo del espacio libertario, y de lo que viene para el 2027 y aún el 2031.
Por la reelección
Está claro que el gobernador irá por su reelección y que necesitará “todos los votos que pueda conseguir”, según revelaron fuentes que asistieron a la reunión.
La estrategia apunta a habilitar la competencia en los municipios, pero siempre bajo el paraguas de la candidatura de Figueroa. Es decir, los dirigentes del MPN que quieran disputar su regreso a la intendencia pero que no sean ungidos como candidatos del oficialismo, podrán armar listas colectoras para plegarse a la figura del gobernador.
El objetivo es que la puja por los municipios implique sumar votos y no genere una división del electorado.
Figueroa empezó a diseñar su estrategia de reelección.
Figueroa le ganó en el 2023 por apenas 10.171 votos al candidato del MPN, Marcos Koopmann. Si La Libertad Avanza llegara a generar un armado competitivo el año que viene, contar con el caudal de votos del partido provincial antes hegemónico será clave para el gobierno, en especial en localidades del interior donde se empezó a “llenar de leones”, según advirtieron en la reunión del martes pasado. Sin 2027, no hay 2031, se coincidió.
La ronda de reuniones continuará esta semana con los intendentes propios de La Neuquinidad y los diputados del espacio de Figueroa. En marzo se repetirá el encuentro con los representantes del MPN para empezar a definir nombres para la interna partidaria que se disputará este año.
La interna del MPN
El Movimiento Popular Neuquino debe ir a elecciones este 2026 para renovar su conducción, un engranaje que abarca, en total, 662 cargos en toda la provincia.
El mandato de Omar Gutiérrez como presidente del partido vencerá en septiembre y es casi una certeza que no buscará retener el lugar que ocupa desde el 2018. El exgobernador está alejado de la política y más cerca de Buenos Aires que de Neuquén.
En el caso de Jorge Sapag, quien hoy está formalmente al frente de la Convención partidaria, también es casi seguro de que allanará el camino para que otros tomen la posta. Tras la derrota electoral de 2023, a ambos les reclamaron volver a movilizar el partido y discutir internamente los motivos que lo llevaron a perder la elección a manos de Figueroa, pero no hubo tal autocrítica. “Ahora nadie puede decir nada”, dijo uno de los exintendentes que participó el martes de la reunión con el gobernador.
En ese encuentro, se planteó la conveniencia de “consensuar” una lista de unidad para no ir a una competencia que pueda “matar lo mucho o poco que pueda quedar” del MPN. No quita que algún sector busque participar de la interna, sea para los cargos provinciales o para las seccionales que representan a las ciudades, pero quedará en un lugar marginal.
Figueroa reiteró esta semana que no es su intención volver al partido del que aún es afiliado, pero se especula con que algún dirigente cercano pueda liderar la estrategia. En el almuerzo en Aluminé le consultaron si el candidato para presidir el partido podía llegar a ser José “Pepé” Ousset, su jefe de Gabinete y mano derecha. Hubo un silencio y el gobernador contestó: “No sé, vamos a ver”.
Figueroa define con las empresas petroleras cómo financiar proyectos de infraestructura en Vaca Muerta.
Operativo gestión
Los diputados de La Neuquinidad también reconocen que este año “es netamente electoral”. La Legislatura no retomará su actividad hasta fines de febrero, cuando se realice la sesión preparatoria antes de la apertura de sesiones, el 1 de marzo, pero varios de los referentes de Figueroa pasan el verano entre aniversarios de ciudades, recorridas de obra y reuniones políticas. “Yendo al terreno”, como es la jerga.
El desafío autoimpuesto es visibilizar la inversión de obra pública en la provincia, que es mucha, pero sospechan que no está del todo reconocida. “Tenemos que lograr que se vea, hacer un esfuerzo mayor para mostrar lo que se está haciendo”, reconoció el jefe de Comunidad, Ernesto Novoa.
Neuquén acarrea un gran retraso de infraestructura porque las anteriores administraciones no invirtieron suficiente y porque el desarrollo de Vaca Muerta es también una carrera contra el tiempo: crea necesidades más rápido de lo que la gestión pública puede resolver.
El gobierno de Figueroa tiene en licitación y ejecución más de 600 kilómetros de asfalto nuevo para rutas provinciales y las obras viales se llevarán este año un tercio del billón de pesos que se presupuestó para infraestructura.
Sin embargo, las que deben resolver el cuello de botella que genera la actividad hidrocarburífera entre Neuquén y Añelo son las que avanzan más lento: es probable que hacia fines del mandato, Figueroa pueda contar con la circunvalación de la Ruta 7, pero el bypass de 51 kilómetros que financiarán las empresas petroleras para desviar todo el tránsito pesado hacia los yacimientos, por ahora, está en etapa embrionaria.
Shell Argentina anunció la “puesta en marcha exitosa y sin incidentes” de un nuevo sistema de procesamiento avanzado de hidrocarburos en Bajada de Añelo (Vaca Muerta) con una capacidad de procesar hasta 20.000 barriles diarios de petróleo y 2,5 millones de metros cúbicos de gas.
El Early Processing System (EPS) consiste en una planta EPF (Early Processing Facility), sistemas de separación y gathering (acumulación), dos plantas de recuperación de vapor, sistemas de abastecimiento energético, oleoductos y gasoductos de evacuación, wellpads y otra infraestructura.
Germán Burmeister, presidente de Shell Argentina, Chile y Uruguay, explicó al respecto que “Este hito es fundamental en nuestros planes de desarrollo de Bajada de Añelo ya que nos permitirá ampliar la capacidad de procesamiento y producción de petróleo y gas en el área y profundizar nuestro conocimiento de la ventana de transición de Vaca Muerta”.
A través de un innovador sistema de automatización, el diseño de la planta busca optimizar la performance de procesamiento y producción de petróleo y gas, maximizar la eficiencia energética y lograr un máximo cuidado de la seguridad y el ambiente.
Más de 1.500 personas fueron empleadas directa e indirectamente en su construcción y más de 140 contratistas y subcontratistas, mayormente locales, participaron del proyecto, informó la Compañía.
Bajada de Añelo es un bloque de ~200 km2 en la ventana de transición entre el crudo volátil y el gas húmedo, con un amplio potencial de recursos técnicamente recuperables de 300-400 millones de barriles y 2 tcf de gas. Shell Argentina cuenta con 50 % de participación y la operación del bloque, con YPF (50 %) como socia.
Datos relevantes del proyecto:
Capacidad en diseño original de la planta: 15.000 barriles diarios de petróleo y 2 millones de m3 de gas. Capacidad en diseño ampliado: 20.000 barriles diarios de petróleo y 2,5 millones de m3 de gas. La capacidad utilizada hoy es de aproximadamente el 50 % (8.000 barriles y 1.2 Mm3).
Los pozos activos hoy en Bajada de Añelo son 15. Se proyecta perforar 7 en 2026 y otros 4 en 2027.
La construcción de la EPS fué sin incidentes ambientales o a las personas (Goal Zero). La puesta en marcha en Septiembre/Octubre 2025 resultó exitosa, y también sin incidentes a personas o ambiente, con un acelerado ramp-up (subida) de producción al mismo tiempo.
Con su diseño de avanzada busca reducir emisiones (flare reducido, VRU), reducir la exposición a incidentes durante la construcción (por módulos para reducir soldaduras necesarias), también la exposición a incidentes ambientales durante la operación (con un sistema de automatización de pozos para regular automáticamente y de manera remota la seguridad de los pozos). Además, maximizar la eficiencia energética con la reutilización de gas para generar energía eléctrica para abastecer a la planta.
En la estrategia de Shell en Vaca Muerta el desarrollo de Bajada de Añelo complementa las posiciones de la compañía en la ventana de petróleo (Sierras Blancas, Cruz de Lorena, Coirón Amargo Sur Oeste) con un primer paso en la transición de petróleo volátil y gas rico.
“Es un hito clave para el desarrollo del área ya que brindará capacidad de procesamiento en el bloque y nos permitirá continuar el de-risking monetizando los recursos de este bloque en la ventana de transición de crudo volátil a gas húmedo, complementaria con nuestros otros desarrollos”, destacó la Compañía.
Shell planea concretar 11 nuevos pozos en Bajada de Añelo.
La empresa Shellinauguró esta semana un nuevo sistema de procesamiento (Early Processing System – EPS) con capacidad de procesar hasta 20.000 barriles diarios de petróleo y 2,5 millones de metros cúbicos de gas por día en Bajada de Añelo, un bloque de Vaca Muerta que comparte con YPF en un 50%.
Lejos de los rumores que habían circulado, la compañía ratificó sus planes de desarrollo para continuar sus operaciones en Vaca Muertadonde planea invertir este año unos US$700 millones y anunció la ejecución de siete pozos para 2026 y cuatro en 2027 que le permitirían a la nueva planta operar al 100% de su capacidad.
La petrolera multinacional, que opera cuatro bloques en la Cuenca Neuquina y se ubica como el quinto operador, puso en funcionamiento el nuevo sistema que incluyó la construcción de una planta EPF (Early Processing Facility) que permite hacer la separación de crudo, gases y agua provenientes de 15 pozos de Bajada de Añelo.
Con una superficie de 630.000 metros cuadrados, la EPF se extiende a 27 kilómetros al norte de la localidad de Añelo sobre la Ruta provincial 7 y en un área que la ubica al norte de La Calera y al sur de Bandurria Norte. EconoJournal recorrió las instalaciones que comenzaron a funcionar a fines de diciembre y que actualmente operan a un 50% de su capacidad permitiendo obtener crudo liviano y gas.
Durante la recorrida, Germán Burmeister, presidente de Shell Argentina, enfatizó en que este nuevo EPS es un hito para la compañía que permitirá apuntalar el crecimiento en Bajada de Añelo “ya que podremos ampliar la capacidad de procesamiento y producción de petróleo y gas en el área y profundizar nuestro conocimiento de la ventana de transición de Vaca Muerta”.
Las instalaciones cuentan con un diseño modular que permite ejecutar futuras ampliaciones y están diseñadas bajo un programa de bajas emisiones que incluye la instalación de una antorcha de flare (quema) que reduce emisiones de carbono al incorporar oxígeno para favorecer una combustión completa. Además, implementó un sistema de Vapor Recovery Unit que recupera vapores de los tanques de petróleo para reincorporarlos a la producción.
Sebastián Regis, Gerente de Operaciones de Shell en Neuquén, agregó que “la parte más crítica de una planta es el arranque. Esta es una planta nueva donde se introduce petróleo a alta presión, donde siempre hay peligros o algún riesgo de tener incidentes y tuvimos un inicio ejemplar que fue reconocido a nivel mundial en Shell como un arranque impecable, sin incidentes”.
La EPS tiene una superficie de 630.000 m2 y se ubica a 27 kilómetros al norte de Añelo.
Shell Argentina y sus planes de crecimiento en Argentina
En conversación con este medio, el presidente de Shell Argentina aseguró que “nuestros planes de inversión continúan. Hicimos esta planta el año pasado y seguimos perforando. Estamos con el foco en seguir creciendo y ojalá el precio del petróleo ayude”.
En este marco, puntualizó que este año el desarrollo estará puesto en La Escalonada y Rincón de la Ceniza (dos áreas que YPF adquirió a TotalEnergies recientemente y donde Shell tiene el 45%) y Bajada de Añelo, donde planean concretar 11 nuevos pozos para 2027. Además de este último bloque, Shell opera en Vaca Muerta Sierras Blancas, Cruz de Lorena y Coirón Amargo Sur Oeste.
De esta manera, la compañía ratificó sus intenciones para seguir operando en la Cuenca Neuquina y desmintió versiones de una supuesta revisión de su portfolio que incluía una salida de Argentina. En efecto, el jueves, Wael Sawan, CEO de Shell, y Sinead Gorman, el CFO, dieron por tierra la versión de que sostenía que la petrolera mantenía negociaciones para la venta de sus activos en Vaca Muerta, tal como había informado la agencia Reuters el 22 de enero.
El desafío de sostener la competividad incluso con el crudo a la baja
Germán Burmeister, presidente de Shell Argentina.
Burmeister también se refirió a los desafíos que presentaría un petróleo a la baja, tal como había anticipado la Administración de Información Energética (EIA), y opinó que “hay una especie de consenso de que hay más oferta que demanda. Por otras razones, el petróleo no ha bajado, pero hay una sensibilidad a hacer las cosas bien para, si cae, seguir manteniendo las operaciones. Ese es el gran desafío que tenemos como industria porque es un factor que no controlamos y que genera un gran impacto en la generación de caja”.
En este sentido, sostuvo que “lo que tenemos bajo nuestro control es la competitividad porque es lo que nos da un ahorro” y afirmó que a nivel industria considera que “estamos por el buen camino aunque a veces se va más lento de lo que debería”.
Por último Burmeister enfatizó en la importancia de discutir este paradigma con todos los actores que participan en la cadena de valor y expresó que «ser más competitivo nos permitirá tener una industria mejor, que genere mayor riqueza y que esa riqueza se vuelque a la Argentina. Venimos de muchos años de ineficiencia y aún estamos lejos de Estados Unidos que es con quien nos comparamos».
EE.UU. lleva comprometidos más de US$ 30.000 millones para proyectos vinculados con los minerales críticos y tierras raras.
El gobierno de los Estados Unidos podría alcanzar una cifra superior a los US$ 100.000 millones entre financiamiento ya comprometido y nuevo para respaldar proyectos en toda la cadena de valor de los minerales críticos dentro del país y en el extranjero.
La clave está en una propuesta bipartidista que ingresó esta semana en el Congreso para incrementar sustancialmente el fondeo del Export-Import Bank (EximBank), la agencia federal que financia exportaciones para pequeñas, medianas y grandes empresas.
Justamente, en el acuerdo comercialentre la Argentina y EE.UU. firmado este jueves, el gobierno estadounidense se comprometió a trabajar con el EximBank y la Corporación Financiera Internacional para el Desarrollo (DFC) para considerar apoyar el financiamiento de inversiones en sectores críticos en Argentina.
Mayor fondeo para el EximBank
En concreto, en lo que va de la administración de Donald Trump fueron comprometidos fondos federales por más de US$ 30.000 millones en forma de cartas de interés, inversiones, préstamos y otros apoyos a lo largo de la cadena de valor de los minerales críticos, en asociación con el sector privado. El grueso de ese apoyo corrió por cuenta del EximBank, que ahora podría recibir una fuerte inyección de capital.
El senador del Partido Republicano, Kevin Cramer, y el senador del Partido Demócrata, Mark Warner, ingresaron el miércoles un proyecto de ley para autorizar un nuevo fondeo para que la agencia federal pueda seguir operando luego del 2026.
El proyecto contempla elevar la capacidad de préstamo del EximBank para los siguientes diez años en unos US$ 70.000 millones adicionales, pasando de un techo actual de US$ 135.000 millones prestables a US$ 205.000 millones.
Minerales críticos: los fondos ya comprometidos
El Departamento de Estado informó que el gobierno estadounidense lleva comprometidos poco más de 38.000 millones de dólares para el sector minero a través del EximBank, el Departamento de Energía, el Departamento de Guerra y la Corporación Internacional Financiera de Desarrollo.
El EximBank lideró con préstamos, cartas de interés y otros instrumentos por US$ 26.177 millones. El anuncio más reciente fue la aprobación de un préstamo por US$ 10.000 millones para fondear el proyecto Vault, una iniciativa que busca constituir una reserva estratégica de minerales críticos y tierras raras para garantizar el suministro a las industrias estadounidenses en caso de disrupciones en el abastecimiento.
La agencia lleva emitidas cartas de interés por unos US$ 14.800 millones. Una carta de interés es un instrumento no vinculante que expresa el interés general del banco en una transacción o proyecto propuesto. Por ejemplo, emitió un instrumento de este tipo por US$ 350 milliones para un proyecto de cobalto y níquel en Australia.
En paralelo, el Departamento de Energía comprometió US$ 7283 millones en respaldo a proyectos del sector privado para fortalecer las cadenas de suministro de minerales críticos y baterías en los EE. UU. La erogación más relevante fue un préstamo de US$ 2300 millones para el proyecto Thacker Pass de Lithium Americas, el principal proyecto de carbonato de litio del país.
Por otro lado, el Departamento de Guerra fue noticia en el último año por ingresar como accionista en empresas vinculadas con proyectos de extracción y refinamiento de tierras raras. Hasta el momento comprometió US$ 2378 millones en adquisiciones de equity, préstamos y otros apoyos.
Finalmente, la Corporación Financiera de Desarrollo lleva comprometidos US$ 1940 millones. Entre los préstamos concedidos destaca uno para un proyecto de extracción de tierras raras livianas y pesadas en Brasil por US$ 565 millones.
EE.UU. avanza en la creación de una zona comercial preferencial
El Canciller Quirno y el Vicesecretario de Estado Christopher Landau suscribieron un acuerdo de minerales críticos.
La disponibilidad de fondos será crucial en los planes de la administración de Donald Trump para conformar una zona comercial preferencial para los minerales críticos junto a países aliados.
El gobierno estadounidense suscribió esta semana con Argentina y otros países una serie de acuerdos en el marco de la Cumbre Ministerial de Minerales Críticos convocada por el Departamento de Estado de EE.UU. en Washington.
El vicepresidente de los EE.UU., J.D. Vance, y el secretario de Estado, Marco Rubio, explicaron que las empresas de los países que formen parte de esta área comercial tendrán acceso a precios mínimos para blindar a las inversiones en los proyectos mineros de cualquier volatilidad en los precios internacionales.
Por su parte, la Cancillería argentina informó la firma de un Instrumento Marco para el Fortalecimiento del Suministro en Minería y Procesamiento de Minerales Críticos que ratifica la asociación estratégica y el «compromiso con el desarrollo de un suministro seguro, resiliente y competitivo».
En tanto, la Embajada de los EE.UU. en la Argentina agregó que «ambos países movilizarán el apoyo de los gobiernos y del sector privado mediante subvenciones, garantías, préstamos e inversiones de capital para impulsar proyectos de minería y procesamiento».
También precisó que implementarán medidas para «establecer mercados de alto estándar con marcos de precios de referencia que protejan frente a políticas no basadas en el mercado y prácticas comerciales desleales».
El 25% de los pedidos ingresados ya se encuentra en instancia de inspección final
La distribuidora de gas Camuzzi informó que se registraron 2.000 solicitudes de conexión a la red de gas naturaldesde el lunes 5 de enero a la fecha, luego de la liberación oficial de factibilidades en todas las localidades abastecidas por el Gasoducto Cordillerano Patagónico. El dato refleja una fuerte demanda contenida en la región cordillerana, tras la normalización del sistema de transporte.
Según precisó Camuzzi, el 25% de los pedidos ingresados ya se encuentra en instancia de inspección final por parte del personal técnico de la empresa, etapa en la que se verifica que las instalaciones internas cumplan con la normativa vigente. En los casos en que la inspección resulte aprobada, los usuarios quedan en condiciones de solicitar la colocación del medidor para comenzar a recibir el suministro.
La importancia del Gasoducto Cordillerano Patagónico
La liberación de factibilidades fue posible a partir del trabajo conjunto entre Camuzzi, los gobiernos provinciales de Chubut, Neuquén y Río Negro, y las autoridades nacionales competentes. Esta articulación institucional permitió retomar y concluir la obra de potenciación del Gasoducto Cordillerano Patagónico, que había quedado inconclusa y había limitado el acceso al servicio en más de una veintena de localidades de la región, según precisaron desde la empresa.
Desde la compañía destacaron que la finalización de estas obras habilita una nueva etapa para el desarrollo energético y urbano de la zona, al permitir el acceso al gas natural a hogares que hasta el momento no podían conectarse a la red.
Cómo solicitar la conexión al gas natural
A diferencia de otros procesos de solucitud que comienzan por una inscripción en la web, el primer paso para solicitar la conexión al gas natural no se inicia con el pedido de un turno sino de la siguiente manera.
contactar a un instalador matriculado, único habilitado para diseñar y ejecutar la instalación interna, colocar los artefactos y garantizar el cumplimiento de las normas de seguridad vigentes. En efecto, el listado de instaladores matriculados se encuentra disponible en el sitio web de la distribuidora.
Una vez seleccionado el profesional, el instalador deberá realizar el proyecto y ejecutar la instalación interna de acuerdo con las condiciones técnicas y reglamentarias establecidas por el Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS).
El instalador matriculado debe solicitar a Camuzzi la inspección final de la instalación. Superada esa instancia, el usuario queda habilitado para solicitar la colocación del medidor y comenzar a utilizar el servicio de gas natural.
El primer mes de 2026 confirmó la hegemonía del sector energético en el mercado de capitales, impulsado por una combinación de precios internacionales al alza y movimientos corporativos estratégicos en Vaca Muerta. Según el último informe de RICSA, las compañías del upstream encabezaron las ganancias, con Vista Energy registrando un salto extraordinario del 24,8% en dólares. Este desempeño se vio potenciado por el anuncio de la adquisición de los activos de Equinor en la cuenca por u$s 712 millones, una maniobra que consolida a la firma liderada por Miguel Galuccio como el operador privado con mayor proyección.
Por su parte, YPF acompañó la tendencia con una suba del 10,3%, reflejando la confianza de los inversores en la capacidad de generación de caja del no convencional en el nuevo escenario macroeconómico.
Efecto Vista: La compra de Equinor redefine el tablero La performance de Vista en enero no es casual. La incorporación de un 25,11% en el bloque Bandurria Sur y un 35% en Bajo del Toro le permite a la compañía no solo aumentar sus reservas, sino optimizar su escala operativa en zonas de alta productividad. El mercado ha premiado esta agresividad comercial, entendiendo que Vista se posiciona para capturar el mayor valor posible del shale oil ante un Brent que se mantuvo firme por encima del 12% de suba mensual.
Este movimiento corporativo marca el pulso de lo que será el 2026: un año de consolidación donde los jugadores más eficientes buscan ampliar su huella en el corazón de Vaca Muerta.
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Contrastes: Upstream récord vs. incertidumbre en distribución Mientras las productoras de crudo celebran un arranque de año histórico, los segmentos de midstream y downstream mostraron un comportamiento dispar. Las distribuidoras de gas, como Metrogas y Camuzzi, registraron caídas de hasta el 7,2% mensual, afectadas por definiciones regulatorias pendientes.
Sin embargo, el dato macro que sostiene el optimismo del sector es la consolidación de las exportaciones, que en 2025 cerraron en u$s 11.086 millones, con el crudo alcanzando su pico de ingresos de los últimos 23 años. Esta robustez exportadora, sumada a la caída del riesgo país, posiciona a la energía como el motor principal de la recuperación económica argentina para el presente ejercicio.
La Visión de Runrún Energético
El informe de enero deja una conclusión clara: la energía ya no es solo una promesa, es la realidad financiera más sólida del país. La movida de Vista al absorber la operación de Equinor es un mensaje de confianza en el modelo de negocios de Vaca Muerta. Desde Runrún creemos que el 2026 será el año de la “calidad sobre cantidad”: el mercado premiará a quienes, como Vista e YPF, logren escala y eficiencia exportadora.
El contraste con las distribuidoras nos recuerda que aún queda pendiente alinear todo el sistema regulatorio para que el boom sea integral, pero el camino del upstream es, hoy por hoy, imparable.
Argentina se encamina a consolidar un hito en su balanza comercial. Según las últimas proyecciones sectoriales, el año 2026 cerrará con un superávit energético récord, impulsado por la madurez operativa de Vaca Muerta y la finalización de obras de infraestructura clave. Tras años de déficit que presionaron las reservas del Banco Central, la reversión de la balanza comercial energética no solo se ha estabilizado, sino que ha alcanzado un volumen de exportaciones que posiciona a los hidrocarburos como el segundo motor de divisas de la economía nacional, solo por detrás del complejo agroindustrial.
Este salto cualitativo responde a una mayor capacidad de transporte de crudo y gas que permite drenar el potencial del shale hacia los mercados internacionales.
La infraestructura como multiplicador de valor: El factor determinante para alcanzar este récord ha sido la puesta en marcha definitiva de las ampliaciones en los sistemas de oleoductos y las plantas de compresión en los gasoductos troncales. Estas obras han permitido que la producción de Vaca Muerta no encuentre cuellos de botella en su camino a las terminales de exportación y a los centros de consumo industrial.
Con una logística aceitada, las operadoras han podido escalar sus planes de perforación y completación, logrando niveles de eficiencia que sitúan al costo de extracción argentino entre los más competitivos del mundo, atrayendo así un flujo constante de capitales para nuevas etapas de desarrollo.
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Impacto en la macroeconomía y solvencia fiscal: Este superávit energético tiene un efecto directo en la estabilidad cambiaria y en la reducción del riesgo país. Al dejar de importar GNL y combustibles líquidos de manera masiva durante los picos de invierno, el Estado nacional ha logrado un ahorro fiscal significativo en concepto de subsidios y salida de dólares. La generación de divisas genuinas por la venta de crudo liviano Medanito al exterior proporciona un colchón de liquidez que permite proyectar un 2027 con mayor solvencia.
Para el sector energético, este escenario de abundancia de divisas es el combustible necesario para financiar los próximos megaproyectos, como las plantas de licuefacción para la exportación de GNL a escala global.
La Visión de Runrún Energético
Llegar a un superávit récord en 2026 no es una casualidad, es la cosecha de lo sembrado en infraestructura durante los últimos tres años. Vaca Muerta ya no es una promesa, es la realidad que sostiene la balanza comercial del país. Desde Runrún celebramos este récord, pero advertimos: el desafío ahora es reinvertir esa renta energética en más ductos y tecnología para que este superávit no sea un techo, sino el nuevo piso de la economía argentina. La energía es hoy el gran estabilizador de nuestra moneda.
En una declaración que trae alivio y previsibilidad al mercado hidrocarburífero, la conducción regional de Shell reafirmó la continuidad de sus operaciones en Argentina, descartando cualquier rumor de desinversión en Vaca Muerta. La compañía, que se consolida como uno de los tres mayores productores de crudo de la cuenca neuquina, subrayó que sus activos en el país son considerados estratégicos dentro de su portafolio global debido a su alta rentabilidad y competitividad técnica.
Con el foco puesto en sus bloques principales, como Sierras Blancas y Cruz de Lorena, la firma anglo-holandesa mantiene firme su hoja de ruta para seguir incrementando los volúmenes de producción y fortalecer su participación en la infraestructura de transporte hacia el mercado exportador.
Eficiencia y resiliencia en el bloque CASO: La ratificación de Shell no es solo institucional, sino operativa. La compañía ha logrado en el área Coirón Amargo Sur Oeste (CASO) niveles de eficiencia en perforación y completación que compiten directamente con los estándares del Permian en Estados Unidos.
Esta madurez técnica permite que sus proyectos sigan siendo rentables incluso ante fluctuaciones en el precio internacional del barril. Al confirmar su permanencia, Shell asegura la continuidad de contratos de largo plazo con empresas de servicios locales y garantiza el flujo de divisas necesario para las próximas etapas de desarrollo masivo en sus áreas concesionadas.
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Apuesta a la infraestructura de evacuación: Parte central de la estrategia reafirmada por Shell es su rol activo en la solución del cuello de botella logístico de la cuenca. La operadora no solo se enfoca en “sacar” petróleo de la roca, sino en asegurar que ese crudo llegue a los puertos. Su participación en los consorcios de oleoductos y la inversión en plantas de tratamiento propias demuestran una visión que trasciende la coyuntura.
Para los analistas, el mensaje de Shell es una señal clara para el resto de los inversores internacionales: Vaca Muerta sigue siendo un destino de clase mundial donde las reglas de juego y el potencial geológico justifican la permanencia de las grandes “supermajors”.
La Visión de Runrún Energético
La desmentida de Shell es la noticia que el sector necesitaba para cerrar cualquier especulación. En una industria que se mueve por señales, que una operadora de este peso ratifique su presencia es un espaldarazo para todo el ecosistema de Vaca Muerta. Shell no solo aporta capital, aporta un estándar de seguridad y tecnología que eleva la vara de toda la cuenca.
Desde Runrún celebramos esta decisión: el crecimiento del país requiere de socios que miren el largo plazo y Shell ha demostrado, una vez más, que su compromiso con el shale argentino es sólido y estratégico.
La exploración de frontera en el Atlántico Sur suma un nuevo capítulo estratégico con el inicio de las operaciones de Chevron en la plataforma marítima de Uruguay. El buque sísmico contratado por la compañía estadounidense ya arribó a la zona para comenzar las tareas de recolección de datos 3D en el bloque OFF-1.
Esta operación, seguida de cerca por los analistas regionales, busca confirmar la presencia de estructuras geológicas similares a las halladas recientemente en las costas de Namibia, debido a que ambas regiones compartieron el mismo proceso de formación antes de la separación de los continentes. El regreso de una “supermajor” como Chevron al mar uruguayo eleva las expectativas de un posible hallazgo de clase mundial en el Cono Sur.
La técnica detrás de la búsqueda: Las tareas de prospección sísmica consisten en el uso de tecnología acústica para mapear el subsuelo marino a miles de metros de profundidad. El buque operará durante los próximos meses en un área específica para generar imágenes de alta resolución que permitan identificar “trampas” de hidrocarburos.
Una vez finalizada la recolección, los datos serán procesados en centros de computación de alto rendimiento para que los geólogos de Chevron y ANCAP determinen la ubicación exacta de un futuro pozo exploratorio. Esta fase es crítica, ya que minimiza el riesgo técnico antes de movilizar una plataforma de perforación, cuyo costo operativo diario es significativamente mayor.
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Impacto en el mapa energético regional: El avance del offshore en Uruguay se da en paralelo con el desarrollo de la Cuenca Argentina Norte (CAN). Para la industria, estos proyectos no son aislados, sino que forman parte de una nueva provincia petrolera atlántica. Un descubrimiento exitoso en aguas uruguayas validaría las tesis geológicas que también sostienen proyectos como el pozo Argerich en Argentina, consolidando un corredor energético que atraería más inversiones en infraestructura portuaria y servicios navales para ambos países.
La presencia de Chevron, operando en asociación con Challenger Energy, demuestra que el interés de las grandes petroleras por el potencial del margen conjugado del Atlántico sigue más vigente que nunca.
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La llegada del buque de Chevron a Uruguay es una señal que debe leerse en clave regional. El offshore es el próximo gran salto de la industria y que las grandes operadoras estén activas en nuestras costas vecinas es una excelente noticia para el ecosistema de proveedores regionales. Desde Runrún creemos que el Atlántico Sur se está convirtiendo rápidamente en el nuevo foco de la exploración global. Si los datos sísmicos acompañan, podríamos estar ante el nacimiento de un nuevo eje energético que complemente la abundancia del onshore en Vaca Muerta.
El vínculo comercial entre Argentina y Estados Unidos ha alcanzado un nuevo nivel de profundidad estratégica durante el último año. Según el balance anual de la Cámara de Comercio de los EE.UU. en Argentina (AmCham), el país del norte se mantuvo como el principal emisor de Inversión Extranjera Directa (IED), con un stock que supera los u$s 26.000 millones.
El sector energético, con Vaca Muerta a la cabeza, y la minería de litio y cobre fueron los grandes imanes de este capital. Este flujo de inversión no solo se traduce en dólares, sino en la transferencia de tecnología de punta y estándares operativos que son los que hoy permiten a la industria local alcanzar niveles de eficiencia récord.
El petróleo crudo: El protagonista de las exportaciones Durante 2025, el intercambio comercial mostró cifras contundentes. Argentina exportó bienes a EE.UU. por un total de u$s 6.100 millones, de los cuales casi el 40% correspondió exclusivamente a petróleo crudo.
Este dato es histórico, ya que consolida al sector energético como el principal puente comercial entre ambas naciones, superando a rubros tradicionales como el aluminio o los productos agroindustriales. El shale oil argentino ha encontrado en las refinerías de la costa del Golfo de México un mercado natural y demandante, lo que garantiza una salida estable para el incremento de producción previsto para este 2026.
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Bienes de capital e insumos: El motor de las importaciones Por el lado de las importaciones, el informe destaca que el grueso de las compras desde EE.UU. consistió en maquinaria pesada, componentes técnicos y bienes de capital destinados a la infraestructura de gas y petróleo. Esto refleja una dinámica de “círculo virtuoso”: Argentina importa la tecnología necesaria para extraer sus recursos y exporta el producto final con mayor valor agregado.
Aunque el balance bilateral sigue siendo deficitario para el país, la brecha se está reduciendo aceleradamente gracias al superávit energético. Para AmCham, la continuidad de reformas estructurales y la seguridad jurídica serán claves para que estas cifras sigan creciendo durante el presente ejercicio.
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Que EE.UU. sea nuestro principal inversor y uno de nuestros mayores clientes energéticos es la mejor garantía de escala para Vaca Muerta. No es solo una cuestión de comercio, es una integración industrial de hecho. Desde Runrún observamos que esta relación es la que provee el “músculo” tecnológico necesario para que nuestros yacimientos compitan de igual a igual con el Permian.
El desafío para el 2026 será diversificar aún más esta oferta exportable, pero el camino trazado por el crudo es la hoja de ruta a seguir.
Phoenix Global Resources (PGR) ha decidido cambiar de marcha en su estrategia para el bloque rionegrino de Vaca Muerta. Tras los resultados excepcionales obtenidos en el pozo récord del área Confluencia Norte, la compañía confirmó la incorporación de un nuevo equipo de perforación de última generación (un equipo Nabors de alta potencia) destinado a intensificar la actividad en la provincia.
Este movimiento marca el paso de una etapa exploratoria a un desarrollo industrial acelerado. La decisión se fundamenta en la productividad de los pozos recientes, cuyos niveles de flujo inicial han sorprendido al mercado por su similitud con las zonas más ricas de la formación en Neuquén, consolidando a Río Negro como un nuevo polo exportador de crudo liviano.
Tecnología de punta para pozos de largo alcance: La llegada del nuevo equipo de perforación permite a Phoenix ejecutar diseños de pozos más complejos, con ramas laterales que superan los 3.500 metros. Esta tecnología de automatización no solo reduce los tiempos de perforación, sino que optimiza los costos operativos por barril, un factor determinante para la rentabilidad en zonas de frontera.
La compañía busca maximizar la eficiencia en sus bloques Confluencia Norte y Confluencia Sur, donde ya se ha posicionado como el operador dominante. El objetivo es claro: escalar la producción para tener volúmenes consolidados que permitan aprovechar la futura capacidad de transporte del oleoducto Vaca Muerta Sur.
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Río Negro en la liga mayor del shale: El éxito de Phoenix está reescribiendo el mapa geológico de la región. Lo que inicialmente se consideraba una extensión marginal de la formación, hoy se perfila como una zona de alta competitividad. La incorporación de este segundo equipo de perforación en la provincia es una señal de confianza para los inversores y un motor para la economía local de Río Negro, que ve cómo la actividad hidrocarburífera genera una demanda creciente de servicios especializados y empleo técnico.
Con esta inversión, Phoenix no solo refuerza su cartera en Argentina, sino que acelera su meta corporativa de superar los 20.000 barriles diarios de producción total en el corto plazo.
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La apuesta de Phoenix por Río Negro es una de las grandes noticias de este 2026. Ver cómo un operador decide sumar equipos de perforación tras un “pozo récord” confirma que el potencial del lado rionegrino de Vaca Muerta estaba subestimado.
Desde Runrún celebramos esta aceleración: la diversificación geográfica del shale es vital para la seguridad energética del país. Phoenix ha demostrado que con tecnología y visión exploratoria, los límites de la cuenca se pueden seguir empujando hacia el este.
A meses de la salida de YPF de diversas áreas convencionales en Santa Cruz bajo el Plan Andes, el balance operativo de las nuevas concesionarias comienza a mostrar resultados positivos. Empresas con un perfil enfocado en la optimización de yacimientos maduros, como CGC y operadoras independientes menores, han logrado frenar el declive natural de la cuenca mediante una gestión de costos más ágil y la aplicación intensiva de técnicas de recuperación secundaria.
Este cambio de manos ha permitido que áreas que antes eran marginales para la estructura de la petrolera estatal recuperen protagonismo, garantizando no solo la producción de gas y crudo, sino también la estabilidad de los puestos de trabajo y la actividad económica en el flanco norte y la Cuenca Austral.
Eficiencia en la gestión de costos: La clave del éxito en esta transición ha sido la capacidad de las nuevas operadoras para adaptar la infraestructura existente a una escala de producción menor pero más eficiente. A diferencia de las grandes corporaciones, estas empresas operan con estructuras más livianas, lo que les permite invertir en reparaciones de pozos (workovers) y mantenimiento de líneas que antes no eran rentables.
Los primeros reportes indican una mejora en los tiempos de respuesta ante fallas y un incremento en el factor de recuperación de los yacimientos, demostrando que los campos convencionales de Santa Cruz todavía tienen un horizonte productivo considerable si se gestionan con el enfoque técnico adecuado.
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El desafío de la inversión sostenida: A pesar de la estabilización, el desafío para 2026 radica en sostener los niveles de inversión en un contexto de costos logísticos crecientes. Las operadoras están apostando a incentivos provinciales y a una mayor integración con las pymes locales para reducir gastos operativos.
La resiliencia de la producción de gas en la zona sur sigue siendo un pilar fundamental para el abastecimiento regional, y el éxito de estas empresas independientes es seguido de cerca por otras provincias que buscan replicar el modelo de cesión de áreas maduras para revitalizar sus propias cuencas convencionales.
La Visión de Runrún Energético
Lo que está ocurriendo en Santa Cruz es la prueba de que hay vida después de YPF en el convencional. Para Runrún, es vital que estas áreas queden en manos de empresas que tengan el “foco” puesto exclusivamente en ellas. La especialización es la herramienta para extraer hasta la última gota de crudo de nuestra tierra.
Celebramos que la transición se esté dando con orden y resultados, ya que la diversificación de actores en el upstream es lo que le da verdadera robustez al sistema energético nacional.
El Gobierno de Mendoza ha lanzado el programa “Minería en Primera Persona”, una convocatoria estratégica que invita a las empresas operadoras y de servicios mineros a integrarse formalmente en el sistema educativo provincial. La iniciativa, coordinada por la Dirección de Minería, busca que los profesionales del sector compartan su experiencia técnica, normas de seguridad y procesos ambientales directamente en las aulas de las escuelas secundarias y técnicas.
El objetivo es claro: acortar la brecha entre la formación académica y las demandas reales de una industria que se prepara para una fase de expansión sin precedentes en la provincia, impulsada por proyectos de exploración y desarrollo en el departamento de Malargüe y la zona sur.
Preparando el terreno para el empleo joven: El crecimiento de proyectos como Malargüe Distrito Minero Occidental y la reactivación de Potasio Río Colorado demandarán una cantidad creciente de técnicos especializados. Con esta convocatoria, Mendoza busca que los jóvenes mendocinos sean los primeros en la fila al momento de cubrir esos puestos.
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El programa permite que los estudiantes conozcan de cerca cómo funciona una mina moderna, qué tecnologías se utilizan para el cuidado del agua y cuáles son los estándares internacionales de seguridad. Esta transferencia de conocimiento no solo profesionaliza a la futura mano de obra, sino que también brinda una perspectiva realista y científica sobre el impacto positivo de la actividad en el desarrollo regional.
Licencia social y transparencia: Más allá de lo técnico, “Minería en Primera Persona” actúa como una herramienta de transparencia y comunicación con la comunidad. Al abrir el diálogo entre las empresas y las familias a través del sistema escolar, se busca derribar mitos y prejuicios sobre la minería. La participación de expertos en las escuelas permite explicar con datos empíricos los controles ambientales y el compromiso de la industria con la sustentabilidad.
Para el sector corporativo, es una oportunidad de demostrar su compromiso social en Mendoza, consolidando una licencia social basada en el conocimiento y la integración con la identidad productiva de la provincia.
La Visión de Runrún Energético
Invertir en educación es la única forma de garantizar que la renta minera quede en la provincia de manera genuina. De nada sirve tener grandes yacimientos si tenemos que “importar” técnicos de otras regiones. Desde Runrún valoramos esta iniciativa de Mendoza: la minería moderna se defiende con hechos, con ciencia y, sobre todo, abriendo las puertas a las nuevas generaciones. Si queremos una industria robusta, el primer eslabón debe estar en el aula.
El dinamismo operativo de Vaca Muerta continúa traccionando la demanda de talento especializado. Las principales operadoras de la cuenca, YPF, Tecpetrol y Pluspetrol, han lanzado nuevas convocatorias para cubrir posiciones críticas en sus desarrollos de shale. Esta ola de contrataciones responde no solo al incremento de la producción, sino a la necesidad de personal altamente capacitado para operar la nueva infraestructura de plantas y ductos que está entrando en servicio.
Las búsquedas abarcan desde perfiles técnicos de campo hasta programas para jóvenes profesionales, reflejando una apuesta a largo plazo por el desarrollo del capital humano en la región.
Perfiles técnicos y de ingeniería: Los más buscados La demanda actual se concentra en roles de alta especialización técnica. YPF está reforzando sus equipos de mantenimiento y confiabilidad para las plantas de tratamiento de crudo (PTC), mientras que Tecpetrol busca supervisores para sostener el liderazgo productivo en Fortín de Piedra.
Por su parte, Pluspetrol ha puesto el foco en la seguridad operativa (HSE) y en la relación con las comunidades. Los requisitos comunes incluyen experiencia previa en entornos de alta complejidad y, crecientemente, el manejo de herramientas digitales para el monitoreo de pozos en tiempo real, una competencia que se ha vuelto indispensable en el campo.
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Modalidades de trabajo y beneficios: La competencia por el talento en Neuquén está llevando a las operadoras a ofrecer esquemas de trabajo competitivos y beneficios que faciliten la radicación o el traslado. Predominan los sistemas de rotación (rosters) tipo 7×7 o 14×14 para los operarios de campo, mientras que las posiciones administrativas en Neuquén Capital adoptan esquemas híbridos.
Además del salario, las compañías están destacando sus programas de capacitación continua y los planes de carrera, buscando fidelizar a una fuerza laboral que es cada vez más demandada por las empresas de servicios especializados que también orbitan alrededor del shale.
La Visión de Runrún Energético
Que las tres operadoras más grandes muevan el mercado laboral al mismo tiempo es una señal inequívoca de salud industrial. Vaca Muerta ya no solo exporta barriles, está exportando conocimiento y generando un ecosistema de empleo que es el motor de la Patagonia.
Para quienes formamos parte de esta industria, ver que se abren puertas a jóvenes profesionales es la mejor noticia: significa que hay relevo generacional para un proyecto que tiene décadas por delante. El desafío para las empresas ahora no es solo contratar, sino retener en un mercado donde la rotación es el principal enemigo de la eficiencia.
En una operación logística sin precedentes por su destino, se concretó el primer cargamento combinado de crudo proveniente de la Cuenca Neuquina y la Cuenca del Golfo San Jorge con destino a Hawái. El embarque, realizado desde la terminal de Puerto Rosales, consistió en un “blend” técnico que integra el liviano Medanito de Vaca Muerta con el pesado Escalante de Chubut.
Esta operación no solo destaca por la distancia recorrida hacia el Pacífico central, sino por la complementariedad de los crudos argentinos, que logran cumplir con las dietas específicas de refinerías internacionales que buscan optimizar la producción de destilados medios en mercados de alta exigencia.
La logística detrás del Pacífico: La carga se consolidó gracias a la ampliación de la capacidad de almacenamiento y despacho en la zona de Bahía Blanca. La terminal de Oiltanking operó como el nodo central para unificar la producción que llega vía oleoducto desde el shale neuquino y por vía marítima desde las costas chubutenses. Este tipo de cargamentos conjuntos permite a las operadoras locales prorratear costos logísticos y acceder a mercados que, de forma individual, serían difíciles de abastecer con eficiencia.
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Apertura de mercados estratégicos: Aunque Estados Unidos es un mercado habitual para el crudo argentino, el envío a Hawái representa un hito comercial. Las refinerías de la isla suelen abastecerse de crudos del sudeste asiático o de Alaska; que el petróleo nacional sea competitivo en esa zona del Pacífico confirma que la calidad del crudo de exportación de Argentina está ganando terreno global.
Para Chubut, representa un alivio para sus saldos exportables de Escalante, mientras que para Vaca Muerta es un paso más en su consolidación como proveedor energético confiable a nivel mundial.
La Visión de Runrún Energético
Ver el crudo de Vaca Muerta y Chubut navegando juntos hacia Hawái es la síntesis de una Argentina que empieza a pensar sus cuencas de forma integrada. No se trata solo de extraer, sino de saber vender y mezclar para capturar mejores precios en destinos remotos. Esta operación demuestra que, con la infraestructura de transporte adecuada en Puerto Rosales, el límite para nuestras exportaciones ya no es la geografía, sino nuestra capacidad de seguir escalando la producción.
Queda menos de un mes para una nueva edición del Future Energy Summit (FES) Argentina, y ya se han confirmado referentes de alto nivel del ecosistema energético regional. El evento se desarrollará los días 4 y 5 de marzo de 2026 en el Hotel Emperador de la ciudad de Buenos Aires, con una convocatoria que reunirá a las empresas más importantes del sector, funcionarios clave y organismos reguladores, en un momento de fuerte redefinición para el sistema energético nacional.
En esta ocasión, el FES se realizará en un contexto donde el país avanza hacia una apertura del mercado eléctrico, con la reducción del rol central de CAMMESA como único offtaker y un renovado protagonismo del Mercado a Término (MAT), lo que abre oportunidades para el financiamiento y desarrollo de nuevos proyectos a partir de contratos bilaterales.
Entre los speakers ya confirmados se encuentran ejecutivos de compañías globales con operaciones en el país y la región:
Martín Brandi, CEO de PCR;
Marcos Donzino, head of sales South America de JA Solar;
Camille Cruz, director business development de FlexGen;
Miguel Covarrubias, sales director LATAM en Jinko Solar
Oscar Aira, managing director Europe & Latin America en GameChange Solar.
El panel empresarial se completa con Alejandro Garín Odriozola, director de operaciones de Solar DQD; Gisele Battaiotto, wind and solar projects manager LATAM en Fortescue; Luiz Fernando Biagini, head of sales Cono Sur de Sungrow; Gustavo Marín Martínez, branch manager LATAM de APsystems; y Gonzalo Jurado, gerente técnico de TotalEnergies, entre otros.
Mientras que el sector público y organismos provinciales también representatividad durante diversos paneles de debate en los que se analizarán sus distintos roles en el camino de la transición energética, retos y oportunidades de mercado para desarrollar eólica, solar y el almacenamiento en el Cono Sur.
Durante dichos paneles estarán presentes figuras del sector como Juan Luchilo, gerente general de CAMMESA; Gustavo Báez, responsable de energías renovables de CAMMESA; Mauricio Bejarano, viceministro de Energía de Paraguay; Claudio Puértolas, presidente de EPEC Córdoba; María Cecilia Mijich, subsecretaria de energías renovables y eficiencia energética de Santa Fe; y Claudio Damiano, coordinador de Nuevas Tecnologías del Ente Nacional Regulador de Electricidad (ENRE).
A lo largo de las dos jornadas se desarrollarán paneles estratégicos sobre temas como: las perspectivas para la fotovoltaica y el almacenamiento, nuevos modelos de negocio para grandes energéticas, innovación tecnológica aplicada a proyectos renovables, tendencias en generación, transmisión y distribución. También se debatirá sobre el liderazgo tecnológico necesario para impulsar la construcción y operación de proyectos bajo el nuevo esquema competitivo.
En particular, se espera un balance de los resultados de la licitación AlmaGBA —que adjudicó 713 MW de BESS— y su posible réplica en futuras convocatorias a lo largo del país.
Además el gobierno de Argentina habilitó un modelo para que el sector privado construya las redes de transmisión, con repago garantizado a través de tarifas reguladas una vez que la obra esté operativa. Por lo que habrá alto nivel de debate sobre los nuevos esquemas previstos y cómo impactarán en el desarrollo de las renovables y sistemas BESS en el país.
Además, FES Argentina 2026 volverá a destacarse por sus espacios de networking de alto nivel, incluyendo un exclusivo desayuno VIP, donde empresas, inversores y autoridades podrán avanzar en negociaciones orientadas a la transición energética de la región.
Con la asistencia prevista de cientos de representantes del sector energético, el evento se posiciona como una plataforma clave para analizar el nuevo mapa energético argentino y su integración con el escenario regional.
México registró un avance significativo en su cartera de proyectos renovables durante los últimos dos meses: se tramitaron ambientalmente 2330 MW distribuidos en iniciativas fotovoltaicas y eólicas, según datos de la Dirección General de Impacto y Riesgo Ambiental (DGIRA), dependiente de la SEMARNAT.
El 85% del volumen corresponde a proyectos solares, consolidando su posición como la tecnología predominante del periodo. No obstante, el segmento eólico también mostró dinamismo, con propuestas relevantes como el Parque Eólico IGU, promovido por Atlantica Renewable Power México, con capacidad de 100 MW en Juchitán, Oaxaca.
Uno de los protagonistas clave es la Comisión Federal de Electricidad (CFE), que presentó dos proyectos fotovoltaicos de gran escala en el estado de Coahuila. El primero, Río Escondido, contempla 180 MW de potencia en terrenos anexos a la Central Termoeléctrica José López Portillo, el cual incluirá una subestación, sistema de almacenamiento, líneas de interconexión y una superficie de más de 260 hectáreas con vegetación de matorral espinoso tamaulipeco.
En paralelo, la CFE ingresó el proyecto Carbón II, también en Nava, Coahuila, con una propuesta de 400 MW en corriente alterna. El plan contempla una generación anual de 700 GWh, con una superficie afectada de más de 550 hectáreas de vegetación forestal, entre bosque de encino y matorral espinoso.
Otro desarrollo de gran envergadura es Rincón del Arco, un complejo solar en Mina, Nuevo León, promovido por Complejo Centella S.A. de C.V.. Este proyecto, aún en evaluación, proyecta 720 MW a desplegarse en dos fases con 1.545.990 paneles solares, ocupando casi 2.000 hectáreas y con una línea de transmisión de más de 32 metros de ancho de derecho de vía.
En Yucatán, se destacan tres proyectos: el Parque Solar Kukul de 71 MW en Ticul; el Parque Fotovoltaico Energías Renovables de México Cuatro de 90 MW en Sucilá; y La Sauceda Solar, de 124 MW en Guanajuato. Este último recibió recientemente autorización ambiental.
También avanza el Parque Cuquío, en Jalisco, promovido por Energías Renovables Venta III, con una potencia proyectada de 100 MW y un horizonte de operación de 30 años. En Zacatecas, Rancho Nuevo Solar S.A.P.I. de C.V. impulsa otra central de 80 MW con trámite aprobado.
El estado de Quintana Roo mostró movimiento tanto en solar como en eólica. Por un lado, se encuentra el Parque Solar Laguna OM, en Othón P. Blanco, con una potencia de 100 MW y una infraestructura robusta de subestaciones, caminos, estaciones meteorológicas y áreas de conservación. Por otro lado, el Parque Eólico Vientos del Caribe, desarrollado por Eólica del Rocío S.A. de C.V., proyecta 200 MW con una vida útil de 30 años.
En términos geográficos, Coahuila lidera el ranking de capacidad tramitada, con 580 MW de la mano de la CFE. Le sigue Nuevo León con 720 MW, Yucatán con 161 MW y Quintana Roo con 300 MW combinados en solar y eólico. Otros estados como Guanajuato, Jalisco, Oaxaca y Zacatecas también forman parte de este nuevo impulso renovable.
Además de la capacidad instalada, los proyectos revelan una tendencia clara: la inclusión de infraestructura complementaria como líneas de transmisión, sistemas de almacenamiento y subestaciones elevadoras, lo que permite anticipar que las empresas están apostando por proyectos más integrales y conectados al sistema nacional.
El análisis también muestra que los plazos de operación varían entre 1 año y 35 años, con muchos desarrollos programados para operar entre 25 y 30 años, reflejando planes de largo plazo con inversiones estructuradas.
Este crecimiento en tramitaciones ante SEMARNAT marca una señal positiva para el sector renovable mexicano, en un momento donde la necesidad de diversificación energética y reducción de emisiones es más urgente que nunca. Cabe recordar que, recientemente el Gobierno lanzó una convocatoria para privados en las que se adjudicaron 3.3 GW renovables y 1.2 GW de almacenamiento. El sector se encuentra a la espera de la segunda. Además, CFE anunció un plan para instalar 1500 MW renovables y de storage, entre los que se encuentra la ampliación de Puerto Peñasco.
Si todos estos proyectos se concretan, México podría sumar más de 2.300 MW adicionales de capacidad limpia, apuntalando su matriz con nuevas inversiones y tecnología de vanguardia.
Barbados dio un paso clave en su transición energética con el lanzamiento de una licitación para adjudicar 60 MW de potencia y 240 MWh de almacenamiento a través de sistemas BESS. El proceso recibió el respaldo de organismos multilaterales y despertó alto interés en el sector privado.
Más de 200 personas, en representación de más de 40 empresas, participaron en la conferencia preliminar organizada el pasado 23 de enero por el Gobierno, a través del Ministerio de Energía y Negocios, contando también con el apoyo del ente regulador Fair Trading Commission, de la Utility Barbados Light & Power, el BID, GEAPP, y el Banco Central de Barbados con el otorgamiento de una Garantía de Liquidez diseñada también por RELP.
El país venía de operar bajo un esquema de feed-in tariff sin antecedentes de competencia por precio. Este proceso marca un cambio estructural: por primera vez, se utilizarán mecanismos de adjudicación competitiva en el sector energético de la isla. Para ello, el Parlamento aprobó una nueva ley eléctrica y creó una regulación específica que habilita este tipo de contratación.
RELP (Renewables for all) fue el equipo técnico a cargo del diseño del proceso. La organización, creada en 2020 y financiada con aportes filantrópicos, ya había liderado el diseño del programa RenovAr en Argentina y acompañó recientemente una licitación solar en Jamaica, que alcanzó precios promedio de 60 USD/MWh. El segundo tramo competitivo en Jamaica será lanzado el 19 de marzo a través de un “Expression of Interest” como primer paso del proceso.
En Barbados, RELP elaboró los documentos técnicos, coordinó los estudios de red, definió el marco contractual y acompañó la adaptación regulatoria del país. La experiencia acumulada en la región les permite ahora, en forma conjunta con GEAPP, OOCUR -Organisation of Caribbean Utility Regulators-, CCREEE -Caribbean Centre for Renewable Energy and Energy Efficiency- y otras entidades relevantes de la región proyectar una licitación conjunta entre varios países caribeños.
El esquema contractual del proceso de BESS en Barbados incluye una Licencia de Almacenamiento, un Acuerdo de Almacenamiento con BLPC, un Acuerdo de Interconexión y una Garantía de Soporte de Liquidez otorgada por el Banco Central, que cubre hasta tres meses de pagos en caso de incumplimiento.
Las ofertas deberán presentarse antes del 6 de marzo a través del portal de compras electrónicas del Gobierno. Según lo previsto, la fecha podría postergarse por el calendario electoral.
Los proyectos deben utilizar baterías de fosfato de hierro y litio (LiFePO4) con eficiencia mínima del 85 %, disponibilidad del 95 % y capacidad de operar en modo isla. También se exigen tiempos de respuesta estrictos ante eventos de red.
Cada propuesta debe estar asociada a un sitio específico, con proyectos de hasta 20 MW de capacidad según las restricciones de capacidad de cada punto de interconexión que fueron publicadas y con un máximo a ser adjudicado de 30 MW por oferente; mientras que los contratos serán por 16 años con opción a extender por cinco más.
Además, se exige la presentación de un Plan de Desmantelamiento en los primeros 12 meses y un fondo asociado dentro de los 18 meses posteriores a la emisión de la licencia, por lo que los oferentes deberán acreditar experiencia en construcción y operación de proyectos similares.
La licitación no solo introduce almacenamiento a gran escala en la isla, sino que establece un nuevo estándar regulatorio y financiero en la región. Con herramientas bancables, respaldo institucional y participación creciente del mercado, Barbados se posiciona como referencia para otros países del Caribe que buscan avanzar en su transición energética.
Desde 2023 RELP trabaja en el Caribe, replicando esquemas competitivos para energías limpias y baterías en países con baja escala de mercado. “Hacemos lo mismo que hicimos para Argentina, pero gratis para los países”, explicaron desde la organización.
La experiencia acumulada en la región les permite ahora, en forma conjunta con GEAPP, OOCUR -Organisation of Caribbean Utility Regulators-, CCREEE -Caribbean Centre for Renewable Energy and Energy Efficiency- y otras entidades relevantes de la región proyectar una licitación conjunta entre varios países caribeños.
“En vez de seguir implementando individualmente haciendo lo mismo en cada país, comenzamos un proyecto de adquisiciones conjuntas y en paralelo -para los países del Caribe que quieran participar, denominada “Caribbean Aggregation Procurement Programme”, anticipo Ramiro Gómez Barinaga, Director Global de Country Delivery de RELP.
Conexión Energía dio inicio oficial a la construcción de la línea HVDC Kimal – Lo Aguirre, la primera infraestructura de corriente continua de alta tensión (HVDC) de Chile que conectará la región de Antofagasta con la Metropolitana a través de 1346 km de extensión.
El proyecto, considerado uno de los más ambiciosos en la historia de la transmisión chilena tiene el objetivo de resolver un problema estructural: la falta de capacidad para evacuar generación renovable hacia los centros de consumo.
“Hoy comienza una nueva etapa, más de 3 años de construcción donde la coordinación pública privada seguirá siendo clave para cumplir plazos, estándares y compromisos. La construcción de Kimal – Lo Aguirre no es un desafío menor”, manifestó Sebastián Fernández, gerente general de Conexión Energía, durante el acto de inicio de construcción.
“A diferencia de las líneas tradicionales en corriente alterna, la tecnología HVDC permite transmitir grandes bloques de energía a largas distancias con menores pérdidas eléctricas, mayor estabilidad del sistema, mejor control operacional y un uso más eficiente del territorio”, agregó.
La línea HVDC contará con una tensión de 600.000 voltios, una capacidad de transmisión de 3000 MW, y atravesará 28 comunas a lo largo de 5 comunas, con 2692 estructuras en total. Además, se instalarán dos subestaciones convertidoras en los extremos del trazado: una en Kimal (Antofagasta) y otra en Lo Aguirre (RM), las cuales serán esenciales para la operación del sistema.
“Esta línea no es solo la primera en corriente continua de alta tensión en el país, sino también el proyecto más extenso que se ha construido en Chile, probablemente el más desafiante en su geografía, y uno que nos posiciona a la vanguardia del sector de transmisión eléctrica en Latinoamérica”, sostuvo Fernández.
El proyecto Kimal – Lo Aguirre representa un paso firme hacia la descarbonización. La línea permitirá que la energía renovable generada en el norte llegue con mayor estabilidad al centro del país, acercando la meta de tener una matriz 100% limpia para 2050.
“Con la construcción y puesta en marcha del proyecto, se van a abaratar los costos porque llegará energía más barata desde el norte y que hoy no está disponible en el centro del país”, reconoció el biministro de Energía y Economía de Chile, Álvaro García.
Una historia de largo aliento
La trayectoria de Conexión Energía con este proyecto comenzó en 2022, con la conformación de su primer directorio. Ese mismo año se inició el estudio de impacto ambiental. En abril de 2023, la empresa estructuró un crédito verde de 480 millones de dólares, en el marco de una negociación voluntaria de 491 predios privados.
Ya para octubre de 2024, el proyecto fue ingresado formalmente al Sistema de Evaluación Ambiental (SEA), y en noviembre de 2025 obtuvo la Resolución de Calificación Ambiental (RCA).
Mientras que entre diciembre de ese año y enero de 2026 comenzaron a llegar los primeros containers con piezas de infraestructura a Puerto Angamos y San Antonio, lo que permitió iniciar la construcción en febrero del presente año.
Con una obra de esta envergadura, que apunta a transformar la infraestructura eléctrica nacional, Kimal – Lo Aguirre se instala como uno de los pilares clave para que Chile logre su transición energética. Y lo hace con tecnología de punta, una mirada integradora y una hoja de ruta que pone al país en línea con las exigencias de un sistema eléctrico moderno, sostenible y resiliente.
Petróleos Mexicanos (Pemex) oficializó su hoja de ruta en energías renovables hacia 2026 con proyectos concretos de generación eléctrica eólica marina, geotermia de alta entalpía e hidrógeno verde. La iniciativa marca un giro estratégico en el perfil de la compañía y busca insertarse en el nuevo mapa energético del país.
Entre los anuncios destacados, la petrolera detalló el uso de plataformas en desuso ubicadas en el Golfo de México para el despliegue de energía eólica offshore. “Tenemos un potencial de más de 2.500 millones de GW anuales en la zona de Campeche, con estudios de prefectibilidad ya concluidos”, precisó el director de la empresa, Víctor Rodríguez Padilla.
El anuncio sobre la incursión en la generación eólica marina cobra especial relevancia considerando el alto potencial del recurso offshore en México, con más de 11.000 km de litoral entre sus costas del Pacífico y el Golfo de México, y velocidades medias de viento superiores a los 7 m/s en aguas someras, de acuerdo con el Consejo Global de Energía Eólica (2024) y la Secretaría de Energía (2023). Estudios recientes proyectan que el país podría superar los 15 GW de capacidad eólica marina instalada, con el Istmo de Tehuantepec como una de las regiones más prometedora.
Además, Pemex desarrollará proyectos de hidrógeno verde producido con energía solar, junto con una línea de trabajo en biocombustibles, entre ellos la producción de bioetanol para mezclas con gasolina. También trabajará con geotermia, aprovechando el calor residual de pozos de alta temperatura para generar electricidad desde fuentes limpias y gestionables.
“Se trata de una visión integral que fortalece la soberanía energética, mejora la eficiencia, aprovecha mejor los activos existentes y contribuye a la sostenibilidad con una reducción gradual de la huella de carbono. No hablamos de proyectos en el aire, sino de iniciativas concretas ya funcionando”, expresó Rodríguez Padilla.
Los desarrollos se articulan con la Secretaría de Energía, el Instituto Mexicano del Petróleo, la UNAM, el Instituto Nacional de Electricidad y Energías Limpias (INEL) y LitioMX, en el marco de lo que el Ejecutivo define como una “transición energética ordenada, soberana y con justicia social”.
En el caso del hidrógeno verde, Pemex trabaja en conjunto con la Comisión Federal de Electricidad (CFE) para implementar esquemas de blending en turbinas de ciclo combinado, reduciendo así las emisiones de generación eléctrica sin modificar completamente la infraestructura existente.
A esto se suma un contexto dinámico: recientemente se adjudicaron3,3 GW de capacidad renovable y 1,2 GW en almacenamiento en la primera gran convocatoria, y la segunda ronda —que debía lanzarse en enero— aún no se ha concretado, lo que genera expectativa en el sector privado.
En paralelo, la CFE anunció un plan de 29.000 millones de pesos para incorporar más de 1.500 MW de nueva capacidad entre renovables y almacenamiento, fortaleciendo su rol como operador clave en la transición y siguiendo los lineamientos de la planeación vinculante.
En este escenario, el movimiento de Pemex aparece como una señal para el sector: la transformación energética ya no es solo un tema regulatorio o ambiental, sino una variable estructural del sistema energético mexicano, donde el despliegue real de proyectos marcará la diferencia entre liderazgo o rezago.
Con la mirada puesta en la escalabilidad, la fundaciónKara Solarplanea desplegar 100 “peque-peques eléctricos” y 25 estaciones de carga solar en la provincia de Pastaza durante los próximos tres años.
Aunque la visión de largo plazo es aún más ambiciosa: alcanzar 10.000 embarcaciones eléctricas navegando en la Amazonía para 2030, en un modelo de movilidad sustentable pensado desde el territorio.
Dichos barcos son ligeros, diseñados con un motor de 5 kW, equivalente a los clásicos a gasolina de 9 HP.
“Ya fabricamos estos motores pensados para la Amazonía y pronto ingresarán 10 unidades al territorio”, explicó Walter Washikiat, técnico solar de Motores Amazonas, empresa de sociedad anónima, que nace de Kara Solar para diseñar y producir los motores con tecnología avanzada propia adaptada a las condiciones del bosque tropical.
Esta hoja de ruta no parte de cero. Kara Solar ya desarrolló 12 embarcaciones comunitarias impulsadas por energía solar, actualmente en funcionamiento en Ecuador, Perú, Brasil, Surinam y las Islas Salomón. Los barcos, equipados con paneles solares en los techos o estaciones en tierra, transportan un promedio de 15 pasajeros y 1.200 kg de carga.
“Más que una solución energética, es una forma de frenar el avance de las carreteras que destruyen la selva”, manifestó Nantu Canelos, presidente de Kara Solar. El sistema evita el uso de gasolina, reduce el ruido y previene la contaminación de los ríos por lubricantes.
Solo en Ecuador, las embarcaciones recorren en promedio 423 km por mes. Este volumen de operación evita 6.500 galones de gasolina y 52 toneladas de CO₂ al año.
Para Canelos, “esto no es solo un discurso, sino un hecho que muestra que todo es posible en la Amazonía”.
Los equipos producidos por Motores Amazonas son simples, robustos, reparables y están pensados para operar en ambientes con alta humedad, lluvias intensas y difícil acceso.
Además de los barcos, el ecosistema incluye centros solares comunitarios, donde se realiza la recarga de baterías y se suministra energía a escuelas, centros de salud, turismo o monitoreo ambiental.
Para sostener esta expansión, Kara Solar capacitó a más de 50 técnicos indígenas calificados y a cientos de personas con formación básica. Son ellos quienes mantienen en funcionamiento los sistemas solares, embarcaciones y estaciones de carga.
Junto con diseñar motores eléctricos hechos para la selva, Kara Solar también está desarrollando modelos financieros accesibles para la Amazonía. A través del programa Ríos Solares, las comunidades acceden a los equipos mediante esquemas de pago a largo plazo, similares al leasing. Esto permite superar la barrera del capital inicial en territorios donde la liquidez es limitada.
Expansión regional y visión territorial
Kara Solar no se propone replicar su modelo de forma rígida. Al contrario, su expansión se basa en la adaptabilidad cultural y territorial, con participación directa de las comunidades.
“No lo imponemos: cada comunidad decide si quiere implementarlo”, afirmó Canelos.
El prototipo ya ha despertado interés en otros territorios y pueblos indígenas. La experiencia de las comunidades achuar —que participaron activamente en el diseño de los peque-peques eléctricos— se proyecta como una guía para nuevos despliegues en la región.
Canelos remarcó que para que esta expansión sea viable, es necesaria una articulación con el Estado.
“Así como se subsidia el transporte urbano, se deberían financiar sistemas fluviales sostenibles en territorios indígenas”, subrayó.
La movilidad fluvial solar no solo resuelve el transporte. También conecta servicios esenciales, facilita actividades productivas, fortalece la bioeconomía y evita la apertura de carreteras que llevan a la deforestación y ponen en riesgo los objetivos nacionales de biodiversidad y clima.
Más allá de lo técnico, la iniciativa tiene un trasfondo cultural profundo. “Kara significa sueño en nuestro idioma. El nombre viene de una visión ancestral: un pez eléctrico que navegaba nuestros ríos”, recordó el presidente. Hoy, esa visión ancestral toma forma en embarcaciones eléctricas que impulsan una transición energética desde y para la Amazonía.
La computación en la nube representa una de las tendencias tecnológicas más disruptivas para la industria del petróleo y gas, con una proyección de crecimiento global de más del 20% entre 2023 y 2028
La transformación digital del sector energético no solo implica modernizar equipos o mejorar procesos, sino también proteger los datos y sistemas que sostienen toda la operación. En Vaca Muerta, donde la complejidad operativa crece con cada sensor, pozo y ducto conectado a sistemas SCADA y telemetría, la ciberseguridad se ha convertido en un factor crítico para garantizar la continuidad y eficiencia de las operaciones más que nunca.
Según análisis de mercado, la computación en la nube representa una de las tendencias tecnológicas más disruptivas para la industria del petróleo y gas, con una proyección de crecimiento global de más del 20% entre 2023 y 2028. Esto responde a que múltiples organizaciones están trasladando cargas de trabajo que antes estaban en centros de datos locales hacia plataformas distribuidas con mayor resiliencia y capacidades de gestión centralizada.
Adopción de la nube
En Argentina, la adopción de la nube todavía tiene un amplio margen de crecimiento. Solo alrededor del 10% de las cargas de trabajo empresariales se encuentra actualmente en la nube, y de ese conjunto más de la mitad se ejecuta en AWS, el principal proveedor de infraestructura cloud. Este contexto refleja una oportunidad y al mismo tiempo un desafío para las empresas de Oil & Gas que buscan modernizarse manteniendo altos estándares de seguridad y disponibilidad.
Solo alrededor del 10% de las cargas de trabajo empresariales se encuentra actualmente en la nube
El riesgo de ciberataques, especialmente en sistemas críticos como los que controla SCADA, es una realidad creciente. Estudios técnicos han demostrado que las infraestructuras industriales conectadas, como las del petróleo y gas offshore, son cada vez más vulnerables a ataques que pueden tener impactos operativos, ambientales y financieros significativos si no se toman medidas de protección integrales.
La nube permite enfrentar estos riesgos con modelos de seguridad más robustos y centralizados. A diferencia de los sistemas locales, que requerían mantenimiento constante y eran difíciles de proteger de forma homogénea, las plataformas en la nube ofrecen mecanismos como cifrado, control de accesos con políticas dinámicas, auditorías y monitoreo continuo sin depender exclusivamente de personal in situ. Esta capa adicional de protección es fundamental para las operaciones energéticas distribuidas en territorio, donde un problema en una estación o un error de configuración puede generar consecuencias acumulativas que se traducen en miles de dólares de pérdida económica en cuestión de horas.
En este contexto, empresas especializadas en consultoría cloud como Teracloud han desarrollado metodologías específicas para el sector energético. Estas metodologías no se limitan a migrar sistemas, sino que integran desde el diseño de arquitectura segura hasta la implementación de políticas avanzadas de acceso, respaldo y recuperación de datos. La experiencia de Teraclouden industrias críticas permite que las compañías que operan en Vaca Muerta puedan diseñar con seguridad desde el primer día, sin tener que construir capacidades de seguridad desde cero.
Ciberseguridad
El impacto de este enfoque se observa en la menor exposición a amenazas digitales y en una mayor previsibilidad operativa. La nube convierte la ciberseguridad en un proceso contínuo, con herramientas que analizan patrones de uso, detectan comportamientos inusuales y generan alertas automáticas para acciones preventivas. Además, la automatización de políticas de seguridad permite que los equipos técnicos dediquen menos tiempo a tareas manuales y más a iniciativas de valor, como optimización de procesos o integración de inteligencia artificial.
La conversación con distintos expertos en la industria energética señala que la evolución en seguridad digital está directamente relacionada con la madurez de la operación cloud. Las organizaciones que dominan las capacidades de protección en la nube no solo reducen el riesgo de interrupciones, sino que también habilitan una base sobre la cual se pueden construir aplicaciones de analítica avanzada, controles predicativos y automatizaciones que trascienden lo reactivo.
Componente de negocio
Este enfoque integral se ha convertido en una prioridad estratégica. La ciberseguridad se ha desplazado del departamento de IT para convertirse en un componente de negocio, vinculado a métricas de producción, continuidad operativa y cumplimiento normativo. Hoy, proteger los datos y sistemas no es solamente evitar un ataque; es asegurar que la operación energética pueda seguir produciendo, planificando y respondiendo ante contingencias con el menor impacto posible.
Con una aceleración constante de la digitalización, la ciberseguridad en la nube seguirá evolucionando. Para las empresas del sector energético argentino, especialmente aquellas con operaciones en Vaca Muerta, la adopción de prácticas avanzadas de protección digital representa no solo una defensa ante amenazas externas, sino un habilitador para una operación más eficiente y resiliente ante las demandas del mercado global.
Desde Shell aseguraron que no existe ninguna decisión de vender o abandonar sus activos en la cuenca neuquina
El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, recibió este miércoles a representantes de Shell Argentina, quienes ratificaron que la compañía continuará en Vaca Muerta y que no existe ninguna decisión de vender o abandonar sus activos en la cuenca neuquina.
Durante la reunión, el presidente de Shell Argentina, Germán Burmeister, aclaró que las versiones difundidas en los últimos días no responden a la estrategia actual de la empresa. En ese sentido, señaló que la compañía sigue analizando oportunidades de desarrollo dentro del principal yacimiento no convencional del país.
Germán Burmeister, aclaró que las versiones difundidas en los últimos días no responden a la estrategia actual de la empresa
Operación en Vaca Muerta
La aclaración de Shell se dio luego de que trascendieran informaciones atribuidas a agencias internacionales que sugerían una revisión de los activos de la compañía en la Argentina, lo que había generado especulaciones sobre una eventual salida de Vaca Muerta.
Desde la gobernación neuquina, Figueroa destacó la importancia de la continuidad de Shell en la formación en un contexto marcado por el crecimiento de la producción de hidrocarburos, el incremento de las exportaciones y la consolidación de Neuquén como eje central del desarrollo energético nacional.
Shell participa en distintos proyectos estratégicos en Vaca Muerta, en asociación con otras operadoras, y forma parte del grupo de compañías internacionales que aportan al desarrollo tecnológico y productivo de los recursos no convencionales en la cuenca.
Figueroa destacó la importancia de la continuidad de Shell en la formación en un contexto marcado por el crecimiento de la producción de hidrocarburos
El acuerdo comercial anunciado entre Estados Unidos e India no es solo una cuestión de aranceles o diplomacia bilateral. En el fondo, toca uno de los nervios más sensibles del sistema energético global: el rol de Rusia como proveedor de petróleo y la forma en que los grandes importadores están empezando a reacomodarse alrededor del conflicto en Ucrania.
Donald Trump y Narendra Modi presentaron el entendimiento como un paquete amplio. Según la Casa Blanca, uno de los puntos clave es el compromiso indio de reducir —o directamente frenar— las compras de crudo ruso, a cambio de menores barreras para las exportaciones indias al mercado estadounidense. El mensaje político es claro, aunque su traducción al mercado real es bastante más compleja.
India no es un actor cualquiera. Es uno de los mayores importadores de petróleo del mundo y, desde 2022, se había convertido en el principal comprador marítimo de crudo ruso. La razón fue simple: descuentos muy agresivos sobre el Urals en un momento en que Moscú necesitaba colocar su producción a casi cualquier precio.
Ese esquema empezó a mostrar grietas. En diciembre de 2025, las importaciones indias de crudo ruso cayeron alrededor de un 22 % frente al mes anterior, hasta unos 1,38 millones de barriles diarios, el nivel más bajo en dos años. En paralelo, el petróleo de la OPEP volvió a ganar peso en la canasta india y alcanzó su mayor participación en casi un año. Rusia siguió siendo el principal proveedor individual, pero la distancia con Irak y Arabia Saudita se achicó de forma evidente.
Ahora bien, nadie en el mercado espera un corte limpio y rápido. Hay contratos firmados, compromisos logísticos y, sobre todo, una cuestión técnica: muchas refinerías indias están diseñadas para procesar crudos pesados y baratos. El petróleo ruso encaja casi a la perfección en ese perfil. Por eso, incluso con presión política, lo más probable es una transición lenta, no una ruptura.
Desde Washington, el acuerdo forma parte de una jugada más grande. Reducir los ingresos petroleros rusos —que siguen siendo una fuente clave de financiamiento— y, al mismo tiempo, ganar espacio para el crudo estadounidense en Asia. Algunas estimaciones apuntan a que Estados Unidos podría llegar a cubrir cerca del 10 % del suministro indio, aunque eso no necesariamente implique reemplazar directamente al Urals. En muchos casos, el ajuste vendría por el lado de crudos ligeros africanos.
El entendimiento también incluye un paquete más amplio de compras energéticas y no energéticas. Más petróleo y combustibles desde Estados Unidos, y la posibilidad de sumar crudo venezolano como parte de la estrategia india de diversificación. No es una apuesta ideológica, sino una lógica de riesgo: no depender demasiado de un solo proveedor en un mundo cada vez más inestable.
Aun así, el vínculo energético entre India y Rusia está lejos de desaparecer. Algunas refinadoras indias mantienen lazos profundos con activos rusos. Nayara Energy, participada por Rosneft, opera prácticamente solo con crudo ruso. Empresas estatales como ONGC, Oil India o Indian Oil Corp siguen teniendo participaciones en proyectos petroleros en Rusia, cuyos dividendos hoy están en gran parte atrapados por las restricciones financieras internacionales.
En ese marco, el acuerdo con Estados Unidos no marca un quiebre inmediato, sino un reacomodamiento. India gana margen de negociación y opciones de suministro, mientras intenta no dinamitar una relación que todavía le resulta conveniente. El resultado final no será una línea recta, sino una serie de movimientos graduales, con avances, retrocesos y bastante pragmatismo de por medio.
El CEO global de Shell,Wael Sawan, desmintió las versiones sobre una posible venta de activos de la Compañía en Vaca Muerta y una salida de Argentina.
La desmentida pública vino a ocurrir pocas horas después de que el gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, recibiera (el miércoles 4), a representantes de Shell Argentina SA, quienes ratificaron que la compañía continuará en Vaca Muerta y que no existe ninguna decisión de vender o abandonar sus activos en la cuenca neuquina.
Durante dicho encuentro, el presidente de Shell Argentina SA, Germán Burmeister remarcó que las versiones difundidas en contrario no responden a la estrategia actual de la compañía, que continúa analizando oportunidades de desarrollo dentro del yacimiento no convencional más importante del país.
La desmentida se produjo luego de que trascendieran informaciones atribuidas a agencias internacionales que sugerían una revisión de los activos de Shell en Argentina.
El gobernador destacó la importancia de la continuidad de Shell en Vaca Muerta, en un contexto de crecimiento de la producción, incremento de exportaciones y consolidación de Neuquén como eje central del desarrollo energético nacional.
Shell participa en distintos proyectos estratégicos en la formación, en asociación con otras operadoras, y forma parte del grupo de compañías internacionales que contribuyen al desarrollo tecnológico y productivo de los no convencionales, destacó el gobierno neuquino.
Shell encaró su participación en Vaca Muerta en 2012, y es uno de los principales operadores de shale oil en dicha formación No Convencional (quinta productora de crudo en Argentina), con foco en bloques de alta productividad como Sierras Blancas, Cruz de Lorena, y Coirón Amargo Suroeste (con 90 % de participación en cada una y 10 % de GyP Neuquén) y Bajada de Añelo (50 por ciento, asociada a YPF).
También está asociada con otras compañías – Total, PAE, YPF, Vista- en otras área No Convencionales (La Escalonada 45 %, Rincón de la Ceniza 45 %, Bandurria Sur 30 % Acambuco 22,5 %) en las cuales no es la operadora.
El CEO global de Shell,Wael Sawan, formuló la desmentida de las versiones durante la conferencia con inversores y analistas posterior a la presentación de resultados del primer trimestre de 2026. Sawan calificó los rumores como “fake news”.
El Mercado Electrónico del Gas (MEGSA) realizó una Subasta solicitada por CAMMESA para el abastecimiento interrumpible de gas natural a usinas generadoras para el período 16/02 al 01/03/2026 en la que podían participar Productores en general y Comercializadores.
Se recibieron 42 ofertas para abastecer un volumen total de 37,4 millones de metros cúbicos día, con Precios Promedio Ponderados de u$s 2,27 el Millón de BTU en el PIST, y u$s 2,92 el MBTU puesto en el GBA.
Los precios en el PIST variaron desde u$s 1,24 hasta u$s 2,52 el MBTU, en tanto que los precios del gas puesto en el GBA variaron desde u$s 1,92 hasta u$s 3,41 el MBTU.
Desde Santa Cruz se formularon 6 ofertas por un total de 3,8 MMm3/día. Desde Neuquén las ofertas fueron 16 y el volumen totalizó 18,4 MMm3/día. Desde Tierra del Fuego llegaron 10 ofertas y totalizaron un volumen de 9,1 MMm3/día. Desde Chubut las ofertas fueron 4 y el volumen 3,8 MMm3/día. Y desde la Cuenca Noroeste se realizaron 6 ofertas por un volumen total de 2,3 MMm3/día.
Shell se había sumado al proyecto de YPF en diciembre de 2024.
Wael Sawan, CEO de Shell, y Sinead Gorman, el CFO, desmintieron este jueves que la petrolera mantenga negociaciones para la venta de sus activos en Vaca Muerta, tal como se había informado la agencia Reuters el 22 de enero. Lo hicieron en la presentación de resultados trimestrales en la cual Sawan calificó la versión como «fake news».
«Corrijan ese artículo falso que se publicó», lanzó Sawan ante la consulta de los inversores, delegando luego la palabra en Gorman. La directora financiera reforzó la postura oficial: «Yo también leí ese artículo. No creo que hayamos dicho nada sobre ese activo concreto en este momento. De hecho, leí muchas cosas en el periódico sobre otros activos que, al parecer, también estamos vendiendo y de los que yo no tenía conocimiento«.
A pesar de la desmentida y si bien ratificaron la permanencia en Vaca Muerta, los ejecutivos aclararon que la compañía analiza permanentemente oportunidades para invertir su capital de forma sensata. En ese sentido reafirmaron que la cartera de activos siempre está bajo revisión para maximizar el valor de la empresa.
«Analizaremos cada oportunidad para invertir nuestro capital con sensatez y maximizar el valor. Así que no tenemos vacas sagradas«, aseguró Gorman al referise no sólo a las versiones de venta en Vaca Muerta sino también a la continuidad del desarrollo LNG Canadá.
Sin embargo, el respaldo a la operación local se explicitó cuando Sawan comparó el desempeño en la Argentina con sus proyectos estrella en el exterior. «Hemos seguido perfeccionando nuestras fortalezas en áreas como el no convencional. Miren lo que estamos haciendo en Groundbirch (Canadá) y miren lo que estamos haciendo en Vaca Muerta«, destacó el CEO, ubicando al activo neuquino como uno de los valores de la compañía.
La posición en la Argentina
La petrolera cuenta con un portfolio activo en el no convencional con participación mayoritaria en los bloques Cruz de Lorena, Sierras Blancas y Coirón Amargo Suroeste como operador, en Bajada de Añelo en sociedad con YPF y una participación menor en Bandurria Sur.
Con 112 años de trayectoria en la Argentina, Shell se consolida como la quinta productora de crudo en el país y la cuarta dentro de los límites de Vaca Muerta, solo superada por YPF, Vista y Chevron. La aclaración de la compañía llega a poco de concretarse otra venta de activos de importancia como los que poseía la noruega Equinor en la formación.
Los rumores sobre la supuesta salida de Shell de Vaca Muerta se multiplicaron a partir de una nota periodística, a pocas semanas de confirmarse que la empresa no participará de manera inmediata del megaproyecto de Gas Natural Licuado (GNL) que lidera YPF.
Shell y el balance 2025
La conducción de Shell presentó un cierre de ejercicio 2025 caracterizado por el cumplimiento anticipado de metas estratégicas y una profunda reconfiguración de su portafolio. Bajo una premisa de disciplina fiscal, la compañía logró lcanzar ahorros estructurales por u$s5.100 millones, cumpliendo tres años antes de lo previsto con el objetivo fijado para 2028.
Esta solidez financiera permitió a la petrolera sostener su compromiso con los inversores, situándose en el rango superior de su meta de distribución al repartir entre el 40% y el 50% del flujo de caja operativo (CFFO). En este sentido, la empresa proyecta un nuevo programa de recompra de acciones por u$s3.500 millones para el inicio de 2026, respaldado por ganancias ajustadas que alcanzaron los u$s18.500 millones durante el último año.
La estrategia operativa se desplazó hacia la generación de «valor sobre volumen». Shell priorizó márgenes altos, impulsada principalmente por el segmento del Gas Natural Licuado (GNL), cuyas ventas crecieron un 11% gracias a la puesta en marcha de operaciones en LNG Canada.
En paralelo, la firma avanzó en una depuración de su cartera de upstream, completando la desinversión en Nigeria y la venta de activos en Singapur para concentrar sus esfuerzos en proyectos de aguas profundas en la Argentina, Brasil y el Golfo de México.
En materia de sostenibilidad, Shell ajustó su enfoque hacia inversiones con retornos claros, destinando cerca de u$s15.000 millones a soluciones de baja emisión entre 2023 y 2025. Los resultados operativos reflejan una reducción del 18% en las emisiones de alcance 3 y la eliminación total de la quema rutinaria de gas (flaring) en sus exploraciones.
El segmento de chemicals se mantiene como el punto de mayor desafío del balance debido a los bajos márgenes globales, reportando pérdidas que obligarán a una reestructuración profunda en 2026. El objetivo para el próximo año será alcanzar la neutralidad del flujo de caja en esta unidad, incluso bajo condiciones de mercado adversas.
El Canciller Quirno y el Vicesecretario de Estado Christopher Landau suscribieron un acuerdo de minerales críticos.
El gobierno de los Estados Unidos suscribió este miércoles con Argentina y otros países, una serie de acuerdos que apuntan hacia el proyecto de una zona comercial preferencial para minerales críticos, en el marco de la Cumbre Ministerial de Minerales Críticos convocada por el Departamento de Estado de EE.UU. en Washington.
Entre los compromisos más relevantes figuran un acuerdo tripartito con Japón y la Unión Europea para explorar untratado comercial plurinacional, iniciativa que oficiaría como plataforma para la creación de la zona comercial preferencial, y un Plan de Acción con México.
La Cancillería argentina, por su parte, informó la firma de un Instrumento Marco para el Fortalecimiento del Suministro en Minería y Procesamiento de Minerales Críticos que ratifica la asociación estratégica y el «compromiso con el desarrollo de un suministro seguro, resiliente y competitivo».
Por su lado, la Embajada de los EE.UU. en la Argentina agregó que «ambos países movilizarán el apoyo de los gobiernos y del sector privado mediante subvenciones, garantías, préstamos e inversiones de capital para impulsar proyectos de minería y procesamiento».
También precisó que implementarán medidas para «establecer mercados de alto estándar con marcos de precios de referencia que protejan frente a políticas no basadas en el mercado y prácticas comerciales desleales».
Argentina y EE.UU. se comprometieron a «identificar conjuntamente proyectos prioritarios y facilitar su financiamiento en un plazo de seis meses, creando una asociación sostenible de largo plazo basada en precios justos de mercado».
El acuerdo suscrito entre el canciller argentino, Pablo Quirno, y el vicesecretario de Estado, Christopher Landau, se monta sobre la base de un memorando de entendimiento (MoU) sobre minerales críticos firmado en agosto de 2024.
Argentina es el quinto productor mundial de litio, uno de los minerales críticos de mayor demanda. En efecto, al menos un 30% de las importaciones de litio en los EE.UU. actualmente provienen de la Argentina.
EE.UU.: qué acuerdos en minerales críticos suscribió
Delegaciones de un total de 54 países y de la Unión Europea asistieron a la Cumbreo que contó con la presencia del vicepresidente, J.D. Vance, y el secretario de Estado, Marco Rubio.
Los funcionarios anunciaron que la intención última de los acuerdos es crear una zona comercial preferencial de minerales críticos. Las empresas de los países que formen parte de esta área comercial tendrán acceso a precios mínimos para blindar a las inversiones en los proyectos mineros de cualquier volatilidad en los precios internacionales.
Por el lado del continente americano participaron delegaciones de la Argentina,Bolivia, Brasil, Canadá, la República Dominicana, Ecuador, México, Paraguay y Perú.
Otros países relevantes que estuvieron presentes fueron Japón, Australia, Reino Unido, Francia, Alemania, Italia, Países Bajos, Marruecos, República Democrática del Congo, Qatar, Arabia Saudita, Emiratos Árabes Unidos, Israel, Corea del Sur y Uzbekistán.
El Departamento de Estado notificó la firma de un total de once nuevos marcos bilaterales sobre minerales críticos o MoU con países como la Argentina, las Islas Cook, Ecuador, Guinea, Marruecos, Paraguay, Perú, Filipinas, los Emiratos Árabes Unidos y Uzbekistán.
Acuerdo tripartito con la Unión Europea y Japón
EE.UU. busca crear una cadena internacional de suministro de minerales críticos independiente del control de China.
Sin embargo, el acuerdo más relevante que avanza en la dirección de la creación de la zona comercial preferencial fue suscrito entre la Oficina del Representante Comercial de los EE.UU., la Comisión Europea (el poder ejecutivo de la U.E.) y Japón.
El acuerdo señala el desarrollo de Planes de Acción para la resiliencia de la cadena de suministro de minerales críticos. Los firmantes desarrollarán políticas y mecanismos comerciales coordinados, como precios mínimos ajustados en frontera, que puedan mitigar las vulnerabilidades de la cadena. En ese sentido, EE.UU. y la U.E. se comprometieron en un plazo de no más de 30 días a firmar un MoU destinado a impulsar este objetivo.
El objetivo es poder avanzar hacia un tratado comercial plurilateral, abierto a la incorporación de más países. “A través del desarrollo de estos Planes de Acción, sentaremos las bases para un acuerdo plurilateral vinculante sobre el comercio de minerales críticos con socios afines», dijo el representante comercial de los EE.UU., Jamieson Greer.
En paralelo, Greer anunció que acordó con México un Plan de Acción para avanzar también hacia un comercio preferencial respaldado por precios mínimos y otras medidas. En ese sentido, ambos países se comprometieron a identificar proyectos específicos de minería, procesamiento y producción de minerales críticos de interés mutuo dentro de sus países o en terceros países.
El Departamento de Estado justificó la firma de todos estos acuerdos sobre la base de que el mercado de minerales críticos y tierras raras «está altamente concentrado, lo que lo convierte en una herramienta de coerción política y de disrupción en la cadena de suministro», en clara alusión a China.
Durante décadas, los sectores de agua y energía fueron analizados, regulados y gestionados como mundos separados. Sin embargo, esa frontera hoy se diluye aceleradamente. En el contexto de la transición energética, la presión climática, el aumento de los costos operativos y las crecientes exigencias de sostenibilidad, las empresas de agua están dejando de ser meras consumidoras intensivas de energía para convertirse en productoras, gestoras y, en algunos casos, competidoras directas de las empresas energéticas.
El agua no solo es un recurso crítico para la producción de energía, sino que es una plataforma energética. Y las operadoras de agua —altamente dependientes de la energía para bombear, potabilizar, tratar y distribuir— lo han entendido antes que muchos otros sectores.
Este peso energético explica por qué, desde hace años, las utilities hídricas lideran inversiones en eficiencia energética, digitalización e investigación aplicada, con un objetivo claro: reducir costos, emisiones y dependencia externa. En Argentina se destaca el caso de AySA, que está entre las primeras 5 empresas con mayor consumo energético a nivel nacional y entre las primeras 2 en la Ciudad de Buenos Aires.
El paso siguiente ya está en marcha: producir su propia energía, alcanzar el autoabastecimiento y vender excedentes al sistema, generando nuevas fuentes de ingresos.
Gonzalo Meschengieser, CEO de la Cámara Argentina del Agua.
Las experiencias de Medellín y Europa
Un caso paradigmático es el de Empresas Públicas de Medellín (EPM). Nacida como una empresa de servicios públicos integrados, EPM es hoy uno de los conglomerados más relevantes de América Latina en agua, saneamiento, energía y telecomunicaciones. Si bien su negocio energético tiene un fuerte anclaje en la hidroelectricidad, en los últimos años ha avanzado decididamente en la valorización energética del agua y los residuos asociados al ciclo urbano.
En la planta de tratamiento de aguas residuales Aguas Claras, EPM produce biogás a partir de lodos, utilizado para generación eléctrica y térmica, con proyectos en marcha para escalar hacia hidrógeno verde y otros vectores energéticos. En términos de ingresos consolidados, el negocio energético de EPM ya iguala al del agua potable y saneamiento, ilustrando con claridad cómo una empresa de agua puede transformarse en un actor energético de peso.
En Europa, este modelo se replica con matices. Utilities como Veolia, SUEZ o Aguas de Barcelona (Agbar) operan miles de plantas de tratamiento que funcionan como verdaderas biofactorías, generando electricidad, calor y biometano. En países como Alemania, Dinamarca y Países Bajos, no es excepcional encontrar empresas de agua que producen más energía de la que consumen, inyectando excedentes a la red o firmando contratos de venta de largo plazo.
Las tecnologías que utilizan las empresas de agua
El avance de las empresas de agua sobre el terreno energético se apoya en diversas tecnologías y enfoques:
Biogás y biometano Las plantas de tratamiento de aguas residuales son hoy uno de los principales focos de innovación. La digestión anaeróbica de lodos permite producir biogás que se transforma en electricidad, calor o biometano para inyección en redes de gas o uso vehicular.
Hidropower más allá de las grandes represas Cobra fuerza la hidroelectricidad integrada a infraestructuras existentes: acueductos, plantas potabilizadoras y redes de distribución. Microturbinas instaladas en puntos de presión convierten energía antes desperdiciada en electricidad limpia y predecible.
Hidrógeno verde El hidrógeno vuelve a colocar al agua en el centro del sistema energético. Las empresas de agua aportan calidad, seguridad de suministro y experiencia operativa en proyectos de electrólisis, especialmente en regiones con estrés hídrico donde el agua es un factor limitante.
Energía del mar En zonas costeras, algunas operadoras comienzan a involucrarse en proyectos de energía mareomotriz, undimotriz y de gradiente salino, donde el agua es simultáneamente recurso, medio y vector energético.
Agua y energía nuclear Incluso en el sector nuclear, el agua es crítica para refrigeración, seguridad y eficiencia térmica, y en varios países las empresas de agua participan activamente en su gestión y tratamiento.
Este acercamiento entre agua y energía no es nuevo si se observa la historia. Muchas empresas y cooperativas nacieron para brindar simultáneamente agua, electricidad y otros servicios públicos, especialmente a nivel municipal. En varios casos, también incorporaron comunicaciones y datos, anticipando el concepto actual de infraestructura crítica integrada.
La convergencia agua-energía también se juega en la frontera científica y tecnológica. Algunas líneas de investigación clave incluyen:
Energía azul, basada en el aprovechamiento del gradiente salino entre agua dulce y salada.
Micro-hidropower de ultra baja caída, diseñada para redes urbanas sin alterar el servicio.
Plantas de agua como nodos energéticos inteligentes, capaces de operar de forma flexible según precios eléctricos y demanda.
Integración agua-energía-datos, usando inteligencia artificial para optimizar simultáneamente caudales, consumo y generación.
Nuevos sistemas de almacenamiento energético basados en agua, como centrales hidroeléctricas reversibles de nueva generación.
Hablar hoy de agua sin hablar de energía —y viceversa— es conceptualmente incompleto. Las empresas de agua ya no son actores pasivos del sistema energético: son innovadoras, productoras y, cada vez más, competidoras. Comprender esta transformación es clave para reguladores, inversores y gobiernos. El futuro no será de agua o energía. Será, necesariamente, de agua y energía, integradas, inteligentes y estratégicamente gestionadas.
* CEO de la Cámara Argentina del Agua. Médico Sanitarista MN 117.793.
Argentina fue el quinto productor global de litio en 2024. El país destaca por la extracción de carbonato de litio de salmueras.
Los recursos mineros de la Argentina ubican al país como un productor referente en minerales críticos y potencialmente también en tierras raras. Se trata de minerales como el litio y el cobre que están siendo disputados por las principales potencias económicas del mundo por su rol clave en las industrias tecnológicas y para la transición energética.
La Agencia Internacional de Energía (IEA por sus siglas en inglés) define a los minerales críticoscomo minerales y metales no combustibles que son esenciales para el crecimiento económico, la seguridad nacional y la transición hacia energías limpias, pero que son altamente vulnerables a las interrupciones en la cadena de suministro.
Las potencias económicas como Estados Unidos, China y la Unión Europea pujan por el acceso y control del suministro de estos recursos dada su relevancia industrial.
Minerales críticos y tierras raras: cuáles son y cómo son definidos
Los minerales críticos incluyen metales como el cobre, esencial para la conductividad eléctrica, y el litio, la principal materia prima en las baterías de iones de litio que habilitan la movilidad eléctrica como creciente alternativa a los motores a combustión.
Por otro lado, las tierras raras son un grupo de 17 elementos químicos como el neodimio, el lantano y el disprosio. Son materias primas que destacan por sus capacidades magnéticas, luminiscentes y electroquímicas únicas. Por ejemplo, el neodimio y el disprosio son fundamentales en la fabricación de imanes para motores de vehículos eléctricos y aerogeneradores.
A pesar de su nombre, las tierras raras no son escasas pero se suelen encontrar dispersas en proyectos mineros, por lo que son difíciles de encontrar en concentraciones explotables y de refinar para obtener materia prima industrializable.
Cada país define qué minerales y metales son estratégicos. El Servicio Geológico de Estados Unidos (USGS), dependiente del Departamento de Interior, actualiza cada cierto tiempo el listado oficial de minerales críticos utilizando métodos para evaluar cómo las interrupciones en el suministro de minerales podrían afectar la economía y la seguridad nacional de EE.UU.
La lista actualizada en 2025 totaliza 60 minerales críticos y tierras raras, con nuevos integrantes como el boro, cobre, plomo, carbón metalúrgico, fosfato, potasa, renio, silicio, plata y uranio.
¿Qué países lideran el mercado de minerales críticos?
En el mercado del cobre, el liderazgo es indiscutiblemente latinoamericano. Chile se mantiene como el mayor productor mundial, aportando cerca de un tercio del total, seguido por la República Democrática del Congo y Perú.
Por su parte, en litioes Australia quien encabeza la producción global mediante la extracción en roca dura. Otros productores relevantes son Chile y Argentina, que dominan la producción de carbonato de litio a partir de salmueras. Junto a Bolivia conforman el famoso «Triángulo del litio«, un área que concentra el 58% de los recursos mundiales de litio.
El escenario de las tierras raras, por otra parte, está mucho más concentrado y genera mayores tensiones. Chinano solo posee las mayores reservas del mundo, con aproximadamente el 44% del total, sino que ostenta un cuasi-monopolio en la capacidad de refinación, controlando cerca del 85% del procesamiento global de tierras raras.
Otros actores como Australia y Estados Unidos han incrementado su producción de tierras raras, pero todavía dependen de la infraestructura china para las etapas finales de separación y refinamiento.
Minerales críticos y el rol de Argentina
Portfolio de proyectos mineros de litio y cobre en la Argentina.
Argentina destaca por sus cuantiosos recursos metalíferos aún sin explotar y que incluyen especialmente a minerales críticos como el litio y el cobre. En menor medida también posee recursos de uranio. Los recursos son estimaciones a partir de mediciones e inferencias, mientras que las reservas son recursos efectivamente comprobados.
La Secretaría de Minería de la Nación actualizó en 2025 la base oficial de Recursos y Reservas Minerales de Argentina, reportando las siguientes cifras:
-Litio: 197,9 millones de toneladas de recursos y 18,6 millones de toneladas en reservas.
-Cobre: 116 millones de toneladas de recursos y 17,1 millones de toneladas en reservas.
-Uranio: 36.483 toneladas en recursos.
En total a nivel país se computabilizan 310 proyectos de minería metalífera de los cuales 228 están dedicados a los minerales principales: oro, plata, litio y cobre. Dentro de ese universo, 24 se encuentran en producción y 28 están cerca de comenzarla.
En los últimos tiempos, Argentina se perfiló como un actor protagónico en la producción mundial de litio, posicionándose como el quinto mayor productor de litio del mundo en 2024, según un reporte de la Secretaría de Minería. En la próxima década, según distintos organismos especializados, Argentina podría llegar a convertirse en el segundo mayor productor de litio del mundo.
Estas previsiones se fundamentan, entre otras razones, en la existencia de cuantiosos recursos y reservasde litioen el país (20,0% y 13,3% del total mundial respectivamente), un elevado presupuesto de exploración (11,4% del presupuesto global de litio), un conjunto de seis proyectos de litio en operación y 15 en diferentes etapas avanzadas y con costos competitivos en relación a sus competidores (menores a los USD 10.000 por tonelada).
En cobre, que la Argentina prácticamente dejó de producir en 2018 (solo produce un volumen muy marginal) destacan proyectos de gran escala como Los Azules, Josemaría y Filo del Sol (Vicuña), El Pachón, El Altar en San Juan; Taca Taca en Salta; Mara (Minera Agua Rica – Alumbrera) en Catamarca; y San Jorge en Mendoza.
En un movimiento orientado a despejar cualquier incertidumbre sobre el proceso licitatorio más importante del sector, el presidente del Grupo Techint brindó detalles exhaustivos sobre la posición de la compañía en la provisión de tubos para la expansión del sistema de gasoductos de Vaca Muerta.
La aclaración surge en un momento crítico, donde la celeridad en la ejecución de las obras y la transparencia en los costos son seguidas de cerca tanto por el Gobierno como por el mercado internacional. Techint reafirma que su oferta técnica y económica responde a estándares globales de competitividad, subrayando el rol estratégico de la industria metalmecánica nacional en el autoabastecimiento energético.
Competitividad y estándares internacionales: Desde la conducción de Techint se enfatizó que la cotización presentada para la provisión de cañerías de gran diámetro contempla no solo el costo de los materiales, sino la garantía de entrega en plazos extremadamente ajustados y la calidad técnica requerida para el transporte de gas a alta presión.
La compañía sostiene que el valor de sus productos es plenamente competitivo frente a opciones de importación, con el valor agregado de la logística local y el soporte de ingeniería que solo una planta instalada en el país puede ofrecer para obras de esta magnitud.
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Transparencia en el proceso licitatorio: El grupo busca desactivar cualquier polémica respecto a su posición dominante en el mercado de tubos con costura. La explicación detallada de los costos de los insumos (especialmente el acero internacional) y de la estructura de precios busca llevar claridad a los organismos de control y a las operadoras que financian el proyecto.
Para Techint, la transparencia es fundamental para asegurar que las próximas etapas del plan de transporte de gas avancen sin impugnaciones legales que puedan retrasar la evacuación del shale gas neuquino.
El impacto en la soberanía energética: Más allá de la cuestión comercial, la postura de Techint pone sobre la mesa el debate sobre el contenido nacional en las grandes obras de energía. La empresa argumenta que contar con una cadena de suministro local robusta es la única garantía de cumplimiento ante la volatilidad de los mercados globales.
La finalización de las nuevas etapas del gasoducto depende de una sincronización perfecta entre la producción de acero y la obra civil; en ese esquema, la capacidad industrial de Techint se presenta como el pilar necesario para que Vaca Muerta cumpla su promesa de exportación masiva.
La Visión de Runrún Energético
Cuando Techint habla, el sector escucha. Este análisis no es solo sobre caños, es sobre las reglas de juego del desarrollo argentino. Que el principal actor industrial salga a explicar su posición en la licitación es una señal de madurez y de la importancia que tiene este proyecto para el país.
En un año donde la infraestructura es el gran desafío, la alineación entre los proveedores estratégicos y los objetivos del Estado es lo que determinará si Argentina logra, finalmente, dar el salto exportador que todos esperamos.
El Vicepresidente de Upstream de Pan American Energy (PAE), Ernesto Díaz, lanzó una definición contundente sobre el presente y el futuro del shale argentino: “Vaca Muerta no es para tibios”. En una entrevista que marca el pulso de la industria, el ejecutivo de la mayor petrolera privada del país enfatizó que el desarrollo masivo de los recursos no convencionales exige una determinación férrea, inversiones de capital sostenidas y una visión de largo plazo que no se detenga ante la volatilidad coyuntural.
Para Díaz, Argentina tiene una ventana de oportunidad única que requiere audacia operativa y un compromiso inquebrantable con la eficiencia para competir en los mercados globales.
Inversión y riesgo en el corazón del shale: La frase de Díaz resume la filosofía de PAE en la Cuenca Neuquina; la escala necesaria para que Vaca Muerta sea rentable requiere tomar riesgos que solo las compañías con músculo financiero y técnico pueden afrontar.
El directivo destacó que la empresa mantiene un ritmo de perforación y completación agresivo, enfocado en maximizar la producción de petróleo. Según Díaz, los resultados récord que se observan hoy son fruto de decisiones tomadas años atrás, reafirmando que en el upstream, la tibieza se traduce en pérdida de competitividad.
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Los cuellos de botella infraestructura y equipos: A pesar del optimismo, el ejecutivo no esquivó los desafíos técnicos. Identificó la disponibilidad de sets de fractura y la capacidad de evacuación (ductos) como los límites reales que la industria debe superar de forma coordinada.
Díaz sostuvo que para dar el siguiente salto productivo, no alcanza con la voluntad de una sola empresa, sino que se requiere una sincronización de toda la cadena de valor y políticas que garanticen la estabilidad de las reglas de juego para atraer el financiamiento masivo que proyectos de esta envergadura demandan.
Eficiencia operativa como estándar global: PAE ha logrado perforar pozos con ramas laterales cada vez más extensas y en menores tiempos, un logro que Díaz atribuye a la curva de aprendizaje y a la integración de tecnología de punta.
Para el VP de Upstream, alcanzar estándares globales no es una opción sino una necesidad: si el barril de Vaca Muerta no es competitivo en costo frente al de otras cuencas internacionales, la inversión migrará. Por eso, el mensaje hacia adentro del sector es claro: la profesionalización y la audacia deben ir de la mano.
La Visión de Runrún Energético
La declaración de Ernesto Díaz es una inyección de realismo y adrenalina para el sector. Vaca Muerta ya no es un proyecto de laboratorio; es una industria pesada que requiere jugadores decididos. Cuando un referente de PAE dice que no hay lugar para tibios, le está hablando a toda la cadena de valor, desde los proveedores de servicios hasta los decisores políticos. Es un recordatorio de que, en la carrera por la energía, los que dudan se quedan afuera.
