El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, calificó como “bueno para Neuquén y bueno para la Argentina” el proceso de desinversión de YPF en activos no estratégicos y subsidiarias como Metrogas. Para el mandatario provincial, la decisión de la petrolera de bandera de concentrar todo su capital y capacidad operativa en el desarrollo del shale es la vía más rápida para convertir al país en un exportador de energía de escala global.
El apoyo político del principal estado productor brinda seguridad jurídica a la gestión de Horacio Marín y consolida la alianza entre la empresa y la provincia para acelerar la infraestructura exportadora.
Más inversión en territorio neuquino: Desde la óptica provincial, que YPF se desprenda de negocios de distribución minorista en Buenos Aires significa que habrá más flujo de capital destinado directamente a la perforación y fractura en la cuenca neuquina.
Figueroa enfatizó que el objetivo de Neuquén es alcanzar el millón de barriles diarios de petróleo, y para ello es indispensable que la empresa líder del mercado esté 100% enfocada en el upstream. Este alineamiento garantiza que los recursos se prioricen en los proyectos de mayor rentabilidad y generación de regalías para la provincia.
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La mirada exportadora como prioridad nacional: El gobernador destacó que la estrategia de YPF coincide con el plan provincial de convertir a Vaca Muerta en el motor de las divisas que Argentina necesita. Al simplificar su estructura corporativa, YPF gana agilidad para liderar proyectos de gran escala, como el oleoducto Vaca Muerta Sur y las futuras plantas de GNL.
Para Figueroa, no hay tiempo que perder: la ventana de oportunidad de los hidrocarburos exige una ejecución impecable y una petrolera de bandera que actúe como una verdadera operadora petrolera y no como un conglomerado de servicios públicos diversificado.
Seguridad jurídica para el mercado: El respaldo explícito de Neuquén envía una señal potente a los inversores internacionales y a los posibles compradores de los activos de los que YPF se está desprendiendo. Al mostrar una sintonía total entre la Nación, la empresa y la Provincia, se reduce la percepción de riesgo político.
Figueroa ratificó que Neuquén seguirá siendo el socio estratégico de YPF, facilitando las licencias ambientales y la infraestructura básica necesaria para que el “giro al shale” se traduzca en una mayor actividad económica regional y nacional.
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Que Figueroa diga que es “bueno para Neuquén” es la validación final que necesitaba el plan de Marín. En la industria energética, la política y la técnica nunca van por carriles separados. Al asegurar el flanco político con la provincia dueña del “tesoro”, YPF tiene vía libre para ejecutar su poda de activos sin ruidos institucionales. Ahora, el desafío de Neuquén será que ese derrame de inversión de YPF se convierta efectivamente en obras que la provincia también necesita para sostener el crecimiento de sus ciudades.
En línea con su plan de concentrar esfuerzos y capital en el core business de Vaca Muerta, YPF ha dado el primer paso oficial para desprenderse de su control en Metrogas.
La petrolera de bandera, que posee el 70% de la mayor distribuidora de gas del país, busca con esta desinversión simplificar su estructura y cumplir con las normativas vigentes que limitan la integración vertical entre producción y distribución. El proceso marca un hito en la gestión de Horacio Marín, orientada a maximizar el valor de la compañía en el segmento del upstream y el GNL.
Foco total en Vaca Muerta: La salida de Metrogas no es un hecho aislado, sino una pieza central de la estrategia de desinversión en activos no estratégicos. YPF busca liberar recursos para acelerar los proyectos de infraestructura exportadora, como el oleoducto Vaca Muerta Sur y las plantas de licuefacción.
Para la conducción de la compañía, la distribución minorista de gas en el área metropolitana es un negocio regulado que hoy compite por capital con los proyectos de altísima rentabilidad que ofrece el shale neuquino.
Resolución de un conflicto regulatorio histórico: La propiedad de Metrogas ha sido un punto de fricción legal para YPF durante años. La Ley de Gas prohíbe explícitamente que una empresa productora sea al mismo tiempo controlante de una distribuidora.
Aunque gestiones anteriores habían mantenido esta estructura bajo excepciones judiciales, la actual dirección ha decidido regularizar la situación. Esta venta elimina una contingencia legal y permite que Metrogas sea operada por un actor dedicado exclusivamente al segmento de servicios públicos.
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Interés en el mercado y flujo de caja: A pesar de los desafíos tarifarios, Metrogas sigue siendo un activo codiciado por su enorme base de clientes y su infraestructura crítica en Buenos Aires y el Conurbano. Se espera que el proceso de venta atraiga a grupos locales con experiencia en servicios públicos y a fondos de inversión que apuestan a la normalización definitiva de los cuadros tarifarios en 2026.
La transacción será mirada de cerca por el mercado, ya que definirá quién se queda con la llave del suministro de gas del principal centro de consumo del país.
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El “Chau Metrogas” de YPF es una declaración de principios. La empresa está dejando de ser un conglomerado energético diversificado para convertirse en una máquina de exportación de crudo y gas. Es una jugada lógica: en el mundo del petróleo, el que mucho abarca poco aprieta.
Al soltar la distribución, YPF gana agilidad y coherencia regulatoria. El mercado ahora se pregunta quién será el valiente que tome la posta en un negocio que requiere mucha cintura política y una inversión constante en mantenimiento de red.
El 2026 ha comenzado con una señal de potencia arrolladora para el sector energético argentino. Vaca Muerta cerró el mes de enero con un récord histórico en etapas de fractura, consolidando una aceleración del fracking que supera todas las marcas previas. Este salto en la actividad no solo refleja la madurez técnica de las operadoras, sino que anticipa un año de producción récord tanto en petróleo como en gas.
La optimización de los sets de fractura y la implementación de procesos de “simul-frac” están permitiendo que la cuenca neuquina alcance niveles de eficiencia que la posicionan a la par de los mejores campos no convencionales de Estados Unidos.
Enero marca el pulso del año: Las cifras de enero no son una excepción, sino el resultado de una planificación agresiva de las grandes operadoras para maximizar el uso de la infraestructura existente. Con más de 600.000 barriles diarios de petróleo shale como piso, la industria está aprovechando cada ventana de capacidad en los ductos.
Este nivel de completación de pozos es la respuesta directa a la necesidad de generar saldos exportables inmediatos, aprovechando un contexto de precios internacionales estables y una demanda regional creciente.
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La carrera por la eficiencia operativa: El récord de fracturas se explica también por la mayor disponibilidad y eficiencia de los equipos de servicios especiales. Las empresas han logrado reducir los tiempos de “set-up” entre pozos, permitiendo realizar más etapas por día.
Esta aceleración es fundamental para bajar el costo de desarrollo (breakeven) de los proyectos, haciendo que incluso los yacimientos más complejos sean rentables. El 2026 se perfila como el año donde la tecnología aplicada al fracking permitirá que Vaca Muerta dé el salto definitivo hacia la exportación de escala mundial.
Inversiones bajo el amparo del RIGI: El sector anticipa que este ritmo se mantendrá e incluso se incrementará durante el segundo semestre, impulsado por los grandes proyectos que buscan encuadrarse en el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI).
Las operadoras están acelerando sus planes de perforación para asegurar volumen y cumplir con los compromisos de exportación a largo plazo. Este “enero histórico” es, en definitiva, la piedra basal de un año en el que la energía se consolidará como el principal motor de divisas de la economía nacional.
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Los números no mienten: Vaca Muerta está en su mejor momento operativo. Este récord de enero es la mejor noticia para un país que necesita dólares y energía barata para su industria.
Sin embargo, este éxito operativo pone presión sobre la logística y el transporte; no sirve de nada fracturar a niveles récord si los caños no están listos. El desafío de este 2026 será que la infraestructura crezca a la misma velocidad que la capacidad de fractura de nuestros ingenieros.
Uruguay ha vuelto a marcar un récord de precios en la región al superar la barrera de los u$s 2 por litro de nafta Súper. Esta cifra consolida al país vecino como el mercado con los combustibles más costosos de Sudamérica, una situación que genera una brecha cada vez más profunda con sus socios del Mercosur.
Mientras que Argentina y Brasil navegan sus propios procesos de ajuste y paridad internacional, la estructura impositiva uruguaya y su dependencia absoluta de la importación de crudo mantienen los valores en el surtidor en niveles que condicionan la competitividad logística y el costo de vida de la población.
La carga tributaria como factor determinante: A diferencia de otros países de la región que subsidian o tienen esquemas de amortiguación más laxos, el precio en Uruguay está fuertemente influenciado por los impuestos internos y los costos operativos de ANCAP.
A pesar de la implementación del sistema de Precio de Paridad de Importación (PPI), que busca alinear los valores locales con los del mercado global, la rigidez de los costos fijos en la cadena de distribución impide que las bajas internacionales se trasladen con la misma velocidad que las subas. Para el consumidor uruguayo, llenar el tanque se ha convertido en una erogación que duplica, en términos de dólares, a la de varios de sus vecinos.
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Impacto en la logística y el consumo: El valor por encima de los dos dólares por litro tiene un efecto cascada sobre toda la economía uruguaya. El sector transporte es el más afectado, viendo mermada su rentabilidad en los fletes internacionales y nacionales.
Asimismo, esta disparidad de precios incentiva el fenómeno del consumo fronterizo, donde los ciudadanos uruguayos cruzan hacia Argentina o Brasil para abastecerse, generando una fuga de divisas y una caída en las ventas de las estaciones de servicio locales. La sostenibilidad de este modelo de precios altos está bajo constante debate en el ámbito político y empresarial de Montevideo.
Contexto frente a la paridad regional: Este escenario uruguayo sirve como punto de referencia para el resto de la región. En Argentina, el proceso de liberación de precios busca precisamente evitar distorsiones extremas, pero el caso uruguayo demuestra que la paridad total, sumada a una alta carga impositiva, puede llevar los valores a techos difíciles de absorber para las economías domésticas.
Mientras el barril de crudo Brent mantenga su volatilidad, Uruguay seguirá siendo el espejo donde el resto de los países miran las consecuencias de una política de precios de mercado sin amortiguadores locales.
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El caso uruguayo es un recordatorio de que la energía es, ante todo, un factor de competitividad país. Tener la nafta más cara de la región no es solo un dato estadístico; es un lastre para la producción y el turismo. Para los proveedores y empresas del sector que operan en el Cono Sur, entender estas asimetrías es vital para la planificación logística.
Uruguay paga el costo de la transparencia y de la falta de recursos propios, un espejo interesante para una Argentina que, teniendo el recurso en Vaca Muerta, aún discute cuál debe ser el precio justo en el surtidor.
La compañía de servicios Clear Petroleum ha dado un salto cualitativo en su oferta operativa para Vaca Muerta con la incorporación de una unidad de Casing Running Tool (CRT) de última generación. Esta tecnología, diseñada específicamente para las exigencias de los pozos de rama lateral extensa, permite automatizar y acelerar el proceso de entubación de revestimiento (casing).
En un contexto donde las operadoras buscan reducir drásticamente los días de perforación para mejorar el retorno de inversión, la innovación en servicios de pozo se convierte en la llave para sostener el ritmo de actividad en la cuenca neuquina.
Simultaneidad y seguridad operativa: La herramienta CRT permite manipular, enroscar y circular lodo de manera simultánea mientras se baja la tubería al pozo. Esta capacidad es crítica en el shale, donde las formaciones pueden presentar inestabilidades.
Al permitir la rotación de la columna de casing durante la bajada, se minimiza el riesgo de que la tubería se “atrape” antes de llegar a la profundidad objetivo. Además, al automatizar gran parte del proceso, se reduce la exposición del personal en la boca de pozo, elevando los estándares de seguridad en el set de perforación.
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Reducción de tiempos y costos: Para operadoras como YPF, Vista o PAE, cada hora ganada en la etapa de construcción del pozo se traduce en miles de dólares de ahorro. La implementación de estos sistemas de entubación acelerada permite optimizar el uso del equipo de perforación (rig), permitiendo que el equipo se mueva más rápido al siguiente pozo (pad).
Clear Petroleum apuesta a que esta tecnología se convierta en el estándar para los proyectos de desarrollo masivo, donde la escala y la repetición exigen una precisión quirúrgica en cada etapa del proceso.
Consolidación como socio estratégico: Con esta inversión, Clear Petroleum refuerza su posicionamiento en el competitivo mercado de servicios especiales en la Patagonia. La empresa busca acompañar el crecimiento de la producción nacional aportando soluciones que no solo aumentan la productividad, sino que también mejoran la integridad de los pozos a largo plazo.
En una industria que demanda cada vez más tecnología local con estándares globales, la actualización de la flota de herramientas es una señal de compromiso con el desarrollo de Vaca Muerta como hub energético regional.
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La llegada de la tecnología CRT de Clear Petroleum es la respuesta a la “obsesión por la eficiencia” que domina hoy el sector. Ya no alcanza con perforar; hay que hacerlo más rápido y con menos errores. Que las empresas de servicios locales inviertan en equipos de punta es fundamental para que el cuello de botella no se traslade de los caños a los equipos de torre. Como solemos decir en el portal: la riqueza está en el suelo, pero la rentabilidad está en la tecnología aplicada para sacarla.
Transportadora de Gas del Norte (TGN) ha oficializado un cambio de mando en su estructura ejecutiva con la designación de Horacio Pizarro como nuevo Director General. El nombramiento se produce en un punto de inflexión para la compañía, que lidera proyectos críticos para la soberanía energética y la balanza comercial del país, como la Reversión del Gasoducto Norte.
Pizarro, un ejecutivo con amplia trayectoria dentro de la empresa, asume el desafío de consolidar el rol de TGN como el puente logístico indispensable para llevar el gas de Vaca Muerta hacia Brasil, Chile y Bolivia.
Una apuesta por la continuidad técnica: La elección de Pizarro es vista por el mercado como una señal de estabilidad para los inversores. Al ser un hombre de la casa, su gestión garantiza el conocimiento profundo de la complejidad técnica y regulatoria que enfrenta el transporte de gas en la Argentina.
Su llegada a la dirección general busca agilizar la toma de decisiones en un semestre donde las obras de infraestructura y la negociación de nuevos contratos de transporte internacional serán la prioridad absoluta de la transportista controlada por Techint y CGC.
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El desafío de la Reversión del Norte: Bajo la nueva conducción, TGN deberá finalizar y poner en marcha plena las obras de reversión que permitirán sustituir definitivamente el gas boliviano por producción nacional en las provincias del NOA.
Esta obra no solo es estratégica por el ahorro de divisas, sino que es la piedra angular para transformar a la Argentina de importador a exportador neto de gas hacia el mercado industrial brasileño, utilizando la infraestructura existente que hoy queda ociosa por el declive de las cuencas del país vecino.
Nuevo marco tarifario y expansión: Pizarro asume en medio de un proceso de normalización de las tarifas de transporte, factor determinante para que TGN pueda financiar los planes de mantenimiento y expansión necesarios.
Con el objetivo de convertir a la red de TGN en un hub regional, el nuevo Director General tendrá la misión de dialogar con las autoridades energéticas para asegurar que la rentabilidad de la compañía acompañe el crecimiento exponencial de la producción en la cuenca neuquina.
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El ascenso de Horacio Pizarro en TGN no es solo un cambio de nombres; es la ratificación de que la empresa se prepara para un escenario de “gas de exportación”. En un sector donde la experiencia técnica es el activo más escaso, TGN elige a un conocedor de los fierros para pilotear una etapa donde la ingeniería y la diplomacia energética irán de la mano. El éxito de su gestión se medirá en la capacidad de TGN para que el gas de Vaca Muerta llegue a San Pablo antes de que termine la década.
En una jornada marcada por la incertidumbre internacional, el precio del oro ha registrado un alza significativa, consolidándose como el activo de refugio por excelencia. La escalada de tensiones diplomáticas y militares entre Estados Unidos e Irán ha empujado a los inversores a abandonar posiciones de riesgo, buscando la protección de los metales preciosos. Este movimiento no solo impacta en las pizarras de Wall Street, sino que mejora directamente las proyecciones de ingresos de los proyectos mineros de oro en la región.
La geopolítica como motor del precio: El recrudecimiento de las hostilidades en Medio Oriente ha generado un clima de inestabilidad que afecta a los mercados financieros globales. Históricamente, ante la posibilidad de conflictos bélicos o sanciones económicas de gran escala, el capital fluye hacia el oro debido a su valor intrínseco y su independencia de las políticas monetarias de los gobiernos. Según analistas citados por La Nación, la demanda de refugio podría mantenerse firme si las señales de desescalada no aparecen en el corto plazo.
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Impacto en la minería local y regional: Para las empresas mineras con operaciones de metales preciosos en Argentina y la región, este rally alcista representa un alivio en sus flujos de caja. Si bien los costos operativos (insumos y logística) han sentido el impacto de la inflación global, un precio del oro robusto permite sostener los márgenes de rentabilidad y garantiza la continuidad de los planes de exploración en yacimientos de oro y plata, que no están sujetos a la volatilidad que hoy muestran otros minerales industriales.
Incertidumbre y proyecciones para 2026: El mercado de commodities energéticos y mineros sigue de cerca el conflicto, ya que una mayor escalada no solo afectaría al oro, sino también al precio del crudo. Por ahora, el metal precioso es el termómetro del miedo. Los inversores institucionales están reconfigurando sus carteras para enfrentar un semestre que se anticipa volátil, priorizando la liquidez y la seguridad que ofrecen los activos físicos frente a la incertidumbre de las monedas fiduciarias.
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El oro vuelve a demostrar por qué es el “ancla” del sistema financiero en tiempos de crisis. Para el sector energético, este aumento es una señal de alerta sobre la posible volatilidad de otros insumos. Sin embargo, para la minería metalífera, es una oportunidad de oro —literalmente— para acelerar inversiones en proyectos que hoy se vuelven mucho más atractivos por el simple hecho de producir lo que el mundo demanda cuando tiene miedo.
La Autoridad Portuaria Nacional (APN) de Perú ha dado el aval definitivo para una serie de inversiones clave en el Terminal Norte Multipropósito del Callao. El proyecto, que busca modernizar la infraestructura de recepción y despacho, se centra en dos pilares críticos para la economía andina: el manejo de concentrados minerales y la logística de hidrocarburos. Con estas mejoras, el puerto refuerza su posición como el nodo de salida más competitivo del Pacífico frente al crecimiento de otros puertos en la región.
Eficiencia en el despacho de minerales: La nueva etapa de inversión contempla la construcción de silos de almacenamiento de alta capacidad y sistemas de fajas transportadoras automatizadas. Esto permitirá reducir los tiempos de espera de los buques graneleros y minimizar las mermas en el manejo de minerales como oro, plata y polimetálicos. La modernización responde a la creciente demanda de las mineras peruanas que buscan canales de exportación más ágiles y con menores costos operativos.
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Infraestructura para hidrocarburos: En el área de combustibles, se proyecta la mejora de los muelles de descarga y la ampliación de los sistemas de bombeo. El Callao es la principal puerta de entrada para los derivados del petróleo que abastecen al mercado interno peruano, y estas obras garantizan una mayor seguridad operativa y resiliencia ante el incremento del flujo comercial. La optimización del terminal permitirá una mejor integración con las refinerías y los centros de distribución logística.
La competencia con Chancay: La consolidación del Callao ocurre en un momento de transformación logística en Sudamérica, marcada por la entrada en operaciones del megapuerto de Chancay. Lejos de quedar relegado, el Callao apuesta a la especialización y a su conectividad establecida para mantenerse como el terminal de referencia para el sector energético. La inversión privada, respaldada por el Estado, asegura que el puerto siga siendo el motor de salida para la riqueza mineral de la región.
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Lo que ocurre en el Callao es un espejo de la necesidad de inversión portuaria que tenemos en toda Sudamérica. El cuello de botella ya no es solo la extracción, sino cómo mover el producto al mercado global de manera eficiente. Que Perú refuerce su principal puerto con aval estatal es una señal clara: en la guerra por atraer divisas, la logística es tan importante como el recurso bajo tierra.
Rodrigo Santander, Miembro de Adeera Joven. Jefe Legal y Regulatorio en Edesa.
Con el objetivo de encontrar respuestas concretas a desafíos eléctricos actuales como la cogestión de redes, incentivos por bandas horarias, prestaciones básicas energéticas, facturación de potencia para residenciales, generación distribuida, electromovilidad, tarifas diferenciadas por zonas térmicas, entre otros; la Asociación de Distribuidoras de Energía Eléctrica de la República Argentina (Adeera), impulsó una propuesta para el uso de sandboxes en Argentina, tomando como referencia la experiencia brasileña.
Los sandboxes regulatorios son entornos experimentales controlados donde las distribuidoras de energía pueden ensayar servicios o modelos innovadores bajo autorización y supervisión del organismo regulador. Este esquema permite un apartamiento temporal del marco regulatorio general para implementar soluciones novedosas, bajo reglas previamente acordadas y aprobadas por el ente de control.
Durante el segundo semestre de 2025, la Empresa Distribuidora de Electricidad de Salta S.A. (Edesa), integrante del grupo Desa, trabajó junto al Ente Regulador de los Servicios Públicos de Salta (Enresp) para articular e implementar esta modalidad experimental. Gracias a ese proceso, Salta se convirtió en la primera provincia del país en institucionalizar los sandboxes regulatorios mediante una norma específica. En esta jurisdicción, la herramienta no se limita al ámbito tarifario sino que permite abordar una agenda más amplia vinculada a la transición energética, incluyendo desarrollo de redes, resiliencia del sistema y soluciones energéticas adaptadas a problemáticas locales.
El nacimiento formal de esta figura marca también el inicio de una nueva relación entre distribuidoras, usuarios y reguladores, caracterizada por un enfoque más dinámico, bidireccional y orientado a la participación ciudadana. El modelo habilita una fase experimental previa a la implementación de políticas energéticas, que permite testear soluciones, corregir errores anticipadamente y recoger de forma activa la opinión de los usuarios involucrados.
El proceso de implementación
Dado su carácter innovador, resulta útil repasar brevemente los pasos que dieron origen a este hito. Edesa presentó formalmente la propuesta en la audiencia pública convocada por el Enresp mediante la Resolución 1876/25, del 4 de diciembre de 2025. Allí, la empresa expuso: “Un sandbox regulatorio es un entorno experimental controlado y supervisado por un organismo regulador donde las empresas pueden probar productos, servicios o modelos de negocio innovadores bajo un marco legal temporalmente flexible. Su objetivo es fomentar la innovación al permitir la experimentación de nuevas tecnologías, servicios o soluciones sin las restricciones regulatorias habituales, al tiempo que se garantiza la protección del consumidor y se ayuda al regulador a comprender mejor el impacto de la innovación para adaptar las normas futuras”.
Durante su intervención, Edesa presentó dos casos concretos como posibles proyectos piloto:
La implementación de la Prestación Básica Energética (PBE) en barrios en proceso de integración socio-urbana.
Una propuesta de fortalecimiento de redes con foco en la resiliencia del sistema eléctrico, orientada a mejorar su capacidad de anticipar, resistir, absorber, adaptarse y recuperarse frente a eventos disruptivos.
Finalizada la audiencia y evacuadas las observaciones del público, sin que se registraran objeciones a la herramienta, el Enresp dictó la Resolución 2965/25. En su Artículo 3º se formalizó la incorporación del sandbox al régimen regulatorio provincial, estableciendo su carácter experimental bajo aprobación previa. En el Artículo 4º, además, se identificó como necesidad prioritaria la inversión en redes para barrios en proceso de regularización, habilitando expresamente el uso del sandbox para explorar modelos alternativos aplicables a esa problemática.
Con este paso, Salta abre el camino hacia un marco regulatorio más flexible, participativo y centrado en la construcción conjunta de soluciones energéticas. El futuro de esta herramienta dependerá tanto de los proyectos piloto que se desarrollen localmente como de su adopción en otras provincias.
Será clave el fortalecimiento del rol de asociaciones como Adeera y de la Asociación de Entes Reguladores de Energía Eléctrica de la República Argentina (Adere), que ya vienen trabajando activamente con sus asociados en la difusión de estas prácticas. La consolidación de una agenda federal de sandboxes regulatorios permitirá enfrentar desafíos locales, mejorar el servicio eléctrico y fortalecer el vínculo entre los actores del sistema a través de la innovación regulatoria, compartiendo aprendizajes, prácticas exitosas y soluciones replicables.
* Miembro de Adeera Joven. Jefe Legal y Regulatorio en Edesa.
Comienza la cuenta regresiva para FES Iberia Renewables & Storage: el próximo jueves 12 de febrero, la ciudad de Madrid será sede de la primera parada de la gira 2026 de Future Energy Summit (FES).
Con foco en el almacenamiento como eje estratégico para la transición energética, el encuentro reunirá a referentes del más alto nivel ejecutivo, autoridades gubernamentales y empresas líderes del sector de las energías renovables en un momento determinante para el desarrollo energético de la Península Ibérica.
A sólo una semana del evento, ya se encuentran confirmados más de 40 speakers, entre ellos CEOs de compañías clave, responsables de políticas públicas y representantes de las Comunidades Autónomas, configurando una plataforma única de análisis, intercambio y networking de alto valor.
Entre los principales ejecutivos que encabezarán los paneles se destacan Julio Castro, CEO de Iberdrola Renovables; Álvaro Pérez de Lema, CEO de Saeta Yield; Rafael Esteban, Global Chief Business Development Officer de Acciona Energía; Miguel Giné, CEO de Soletrax; Miguel Sánchez Praena, CEO de Altano Energy; y Pablo Landa Labiano, CEO de Factiun.
Por parte del sector público, se destaca la presencia de 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).
Justamente, la presencia de dichas referentes y la realización de FES Iberia llega en un momento clave para el sector renovable y de almacenamiento, ya que hay 50 nuevos proyectos ingresados en tramitación ambiental por un total de 2155,8 MW de nueva potencia ERNC y 485,9 MW BESS, según un informe elaborado por Energía Estratégica, disponible de forma gratuita y que incluye datos, proyectos y claves para conocer las oportunidades de negocio en el país.
A ello se debe agregar que esta edición Future Energy Summit también contará con representación activa de gobiernos regionales, incluyendo autoridades de la Junta de Andalucía, la Xunta de Galicia; Castilla y León; y el gobierno de Canarias, quienes aportarán una perspectiva territorial en contexto de transformación del sector renovable.
Asimismo, participarán representantes de empresas como EDP, Galp, GameChange, Chemik Group, SMA Ibérica, Ignis Energía, Yingli Solar, Huawei, Schletter, Sonnedix, Greenyellow, Grupo Elecnor, Tera Batteries, Capture Energy, Zelestra, Verbund Green Power Iberia, Enagás, Templus y Lightsource bp, consolidando una agenda empresarial diversa y altamente especializada.
Estas condiciones hacen que FES Iberia se configure como un espacio estratégico para anticipar tendencias, analizar marcos regulatorios emergentes y explorar alianzas comerciales.
A lo largo del evento se desarrollarán sesiones temáticas que abordarán, entre otras cuestiones, la visión ejecutiva de grandes energéticas, la evolución de la cadena de valor industrial, el futuro del almacenamiento integrado en fotovoltaica, y el papel de los gobiernos regionales en el despliegue territorial de soluciones energéticas sostenibles.
Además de los debates técnicos, FES Iberia se distingue por sus espacios de networking, donde se congregarán cientos de representantes de empresas para promover contratos, intercambios de conocimiento y acuerdos que impulsan la transición energética en España y el resto del sur de Europa.
España avanzó con la tramitación ambiental de 1609,1 MW renovables en el país en solo tres semanas, según un relevamiento realizado por Energía Estratégica, que revela el movimiento de proyectos entre el 14 de enero y el 3 de febrero de 2026.
Del total de potencia, 464,6 MW corresponden a tecnología eólica, mientras que 1144,5 MW son fotovoltaicos, lo que representa un 71% del volumen gestionado. Mientras que Forestalia, Galp e Iberdrola emergen como los actores más activos del período, en un contexto de aceleración de tramitaciones que responde a la necesidad de los promotores por asegurar permisos ambientales, capacidad de acceso y viabilidad técnica en un contexto de fuerte competencia territorial.
La primera empresa mencionada impulsa más de una docena de desarrollos en distintas fases regulatorias. ERn Huesca, presentó solicitudes para ocho nuevas plantas solares que incluyen Gondul (22,9 MW), Bor (18,27 MW), Olrun (18,27 MW) y Berilio (23,1 MW), las cuales ingresaron al procedimiento ordinario de evaluación ambiental.
Además, obtuvo declaración de impacto ambiental favorable (DIA) para otros proyectos como Glen (88,4 MW), Kara, Buri y Magnética, todos también en la misma provincia. Y en paralelo, gestiona los parques eólicos Sición (48 MW) y Silvano (42 MW) en Zaragoza, ambos con DIA publicada desde mediados de enero.
Iberdrola destaca con la hibridación del parque Cofrentes I en Albacete, incorporando una planta fotovoltaica de 154,7 MW al sistema eólico existente y la autorización del proyecto Capiruza II de 41,8 MW, igualmente ubicado en Castilla-La Mancha. En el mismo sentido, Capital Energy tramitó la planta La Herrada Solar (41 MW) para su integración con un parque eólico de 52 MW, configurando una instalación híbrida de 55 MW de potencia instalada.
En tanto que Galp figura entre las empresas más dinámicas a partir del informe publicado por EnergíaEstratégica, que identificó 50 proyectos ingresados en tramitación ambiental durante los últimos dos meses, especialmente a través de esquemas híbridos.
La información del BOE también confirma el avance de Repsol con los parques El Páramo (92,4 MW) y su ampliación (50,8 MW) en León, con trámites culminados de declaración de impacto ambiental favorable. Asimismo, Solaria, Naturgy y MoriscaWind figuran con proyectos en fases diversas.
Distribución territorial y tecnológica
La distribución territorial de los nuevos megavatios tramitados se concentra principalmente en Aragón, Castilla y León y Castilla-La Mancha. Aragón lidera con una combinación de proyectos solares y eólicos impulsados por Forestalia y EDP Renewables. Castilla y León suma iniciativas como El Páramo y su ampliación, además de desarrollos en Zamora y Valladolid. En Castilla-La Mancha, la actividad se centra en Albacete y Guadalajara, donde Iberdrola, Capital Energy y Cruceta Solar concentran inversiones.
Una de las tendencias más marcadas del relevamiento es la apuesta por la hibridación tecnológica. Iberdrola, Endesa, Capital Energy y EDP Renewables desarrollan plantas que combinan solar con eólica o hidráulica, aprovechando puntos de conexión ya existentes. Estos modelos permiten mejorar el factor de capacidad, reducir la intermitencia y optimizar la infraestructura de evacuación. Entre los proyectos híbridos en tramitación figuran Cofrentes I (154,7 MW), FV Cíjara (55 MW), La Herrada Solar (41 MW) y FV Belchite (13,5 MW), entre otros.
En resumen, el avance de 1.609,1 MW 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 o recurso eólico, muestra que el mercado se profesionaliza en torno a una nueva fase de competitividad técnica y regulatoria.
Y bajo ese contexto es que el próximo 12 de febrero se llevará adelante el encuentro Future Energy Summit (FES) Iberia Renewables & Storage en la ciudad de Madrid, que marcará el inicio de la gira internacional 2026 de FES.
El evento reunirá a cientos de referentes del sector público y privado para abordar cómo avanza la transición energética en la región en un escenario donde se aceleran los marcos regulatorios y se abren nuevas oportunidades de negocio. ¡Entradas disponibles!
El Ministerio de Minas y Energía de Colombia convocó por cuarta vez un mecanismo de contratación a largo plazo para proyectos de generación con fuentes no convencionales de energía renovable (FNCER) que se enmarca en los Decretos 1091 de 2025, con respaldo en las leyes 143 de 1994, 1715 de 2014 y 2099 de 2021, y hace parte del conjunto de herramientas que buscan facilitar el cumplimiento de la obligación de abastecimiento con FNCER el 10% de la demanda por parte de los comercializadores.
Este mecanismo no reemplaza las subastas del Cargo por Confiabilidad, sino que busca dar señales de ingreso estable especialmente para tecnologías como solar, eólica y el almacenamiento de energía eléctrica, así como mitigar la exposición a la volatilidad de los precios en la Bolsa de los compradores de energía.
Esta nueva versión presenta novedades en lo relacionado con productos y con la flexibilización de requisitos para los participantes. Además, incluye medidas inéditas en el país, como la posibilidad de incorporar sistemas de almacenamiento y un modelo de sesiones controladas para garantizar cumplimiento.
“La subasta que se está estructurando actualmente recoge las bondades de los mecanismos anteriores, pero incorpora de manera explícita las lecciones aprendidas; por eso, el diseño se encuentra en etapa de comentarios hasta el 3 de febrero, con el objetivo de recoger y analizar las perspectivas del sector antes de su versión definitiva”, señaló Sara Pulgarín, ingeniera con trayectoria en estructuración de contratos de energía.
El mecanismo se organiza en dos horizontes temporales: proyectos que inicien operación comercial hasta el 1 de enero de 2030, los cuales para participar deberán contar con punto de conexión y aquellos que lo hagan hasta el 1 de enero de 2035 a los cuales para participar no se les exigirá punto de conexión y contratarán energía constante durante las 24 horas del día.
Además,se diseñaron productos específicos para proyectos que incorporen almacenamiento de energía, reconociendo que estos recursos tienen un perfil distinto de entrega y aportan mayor valor en ciertas franjas horarias, alineado con lo establecido en la Ley 2099 de 2021, la Resolución MME 40283 de 2022, el proyecto de decreto de 2025 expedido por el MME y el reciente proyecto de Resolución CREG 701 103 de 2025.
Juanita Villanueva, abogada especialista en regulación eléctrica, destacó que el diseño «busca incentivar tecnologías clave para la transición energética, como los sistemas de almacenamiento de energía con baterías (SAEB), sin dejar de lado la necesidad de firmeza en el suministro».
No obstante, advirtió que la incorporación de baterías en este mecanismo, sin que aún se encuentren definidas las reglas de comercialización de los servicios SAEB, ni se encuentren en firme las condiciones de conexión, remuneración e integración en el sistema, genera señales de desarmonización con la regulación existente.
Otro elemento distintivo del mecanismo son las cesiones controladas de obligaciones. A diferencia de procesos anteriores, donde el incumplimiento era inflexible y activaba una serie de acciones regladas en el contrato.
“Esta flexibilización puede poner en jaque a la demanda al no ser garantizada la entrega de la energía contratada en las condiciones pactadas en la adjudicación, que es lo que ha venido ocurriendo con las subastas anteriores”, subrayó Natalia García, CEO de Enermant.
Según explicó, “el Gobierno Nacional transfiere el riesgo de la inversión al inversionista pero es garante de la prestación del servicio, por lo que se requiere la mayor intervención de este en el apoyo para el desarrollo de los proyectos y el fortalecimiento de del seguimiento y control a los inversionistas para que el sistema pueda reaccionar con anticipación”.
Si bien el proceso promueve una mayor estabilidad para los desarrolladores, las tres especialistas coincidieron en que el diseño aún presenta desafíos relevantes.
Para Claudia Ballesteros, abogada con más de 12 años en el sector eléctrico colombiano, una de ellas es la necesidad de coordinación institucional entre el Ministerio, la CREG, la ANLA, la UPME y CNO, para asegurar que los proyectos adjudicados puedan avanzar en trámites clave como puntos de conexión, estudios de red y licencias ambientales.
“Sin el acompañamiento post-adjudicación, existe el riesgo de que el mecanismo repita los problemas de otros procesos. No basta con adjudicar contratos: hay que garantizar que los proyectos se puedan ejecutar”, señaló García.
García también remarcó que el éxito del mecanismo dependerá de la claridad y estabilidad normativa que incentive la participación de los agentes en el mercado: “Si las reglas cambian durante la ejecución, o si no hay certeza sobre el comportamiento del mercado, la banca y los inversionistas se van a retraer. Se necesita confianza, y la confianza se construye con reglas claras y estables”.
El mecanismo de contratación a largo plazo representa un paso relevante en la estrategia de transición energética del país y aporta elementos innovadores en el mercado. Sin embargo, como señalan las especialistas, el instrumento solo será efectivo si se acompaña de gestión institucional, apoyo técnico continuo y estabilidad regulatoria.
El gobierno de RepúblicaDominicana formalizó la transformación de la Empresa de Transmisión Eléctrica Dominicana (ETED) en una sociedad anónima estatal a través de la emisión del Decreto 55-26. La medida no se limita a un cambio formal: redefine el rol de la empresa dentro del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI), al dotarla de autonomía operativa, capacidad contractual y un objeto social ampliado que incorpora la prestación de servicios auxiliares.
Este último punto es clave. Según el análisis de AABI Group, el nuevo encuadre legal habilita a ETED a implementar sistemas de almacenamiento energético tipo stand-alone BESS, es decir, baterías conectadas directamente a la red de transmisión y operadas de manera independiente de plantas generadoras.
“El marco jurídico ya permite que ETED incorpore BESS sin reformar leyes. Las baterías pueden actuar como servicio público auxiliar bajo su gestión directa”, evaluó la consultora especializada.
Es decir que estas soluciones no solo son compatibles con el marco legal vigente, sino que además resuelven limitaciones operativas y aumentan la eficiencia del sistema.
La firma destaca que “la incorporación de sistemas de almacenamiento como activos de transmisión resuelve limitaciones técnicas del sistema”.
Estos sistemas permiten almacenar energía en horas de baja demanda y liberarla durante picos de consumo, además de ofrecer soporte ante contingencias, variabilidad renovable o caídas de frecuencia.
La discusión cobra aún más relevancia a partir de la publicación de la resolución SIE-017-2026-MEM, por parte de la Superintendencia de Electricidad. Esta normativa establece una “metodología para el estudio de evaluación de la capacidad de intercambio de potencia regional” y reconoce que la operación actual del sistema presenta desafíos de estabilidad, con consecuencias económicas y de calidad de servicio.
La metodología de la SIE incorpora el uso de modelos de análisis horario, simulaciones de flujo de carga y escenarios de crecimiento de demanda y generación renovable. Uno de los objetivos declarados es identificar puntos de congestión, cuellos de botella y la necesidad de soluciones como “almacenamiento, reactivos o refuerzos”, según se especifica en el documento oficial.
En este contexto, el almacenamiento BESS emerge como una de las herramientas más relevantes, especialmente para zonas con alta variabilidad renovable o sensibilidad ante cambios de carga. AABI Group señala que estos sistemas pueden desplegarse “en nodos con condiciones de red y costos de energía favorables”, permitiendo maximizar el beneficio técnico y económico.
El Decreto 55-26 también establece que ETED podrá financiar estas actividades con recursos propios, aportes del Estado, ingresos por prestación de servicios o cooperación internacional. Además, la empresa ya no requiere autorización legislativa para desarrollar proyectos que estén dentro de su objeto social, como los sistemas de baterías en transmisión.
De esta forma, el país cuenta con una base legal, técnica y regulatoria para avanzar con soluciones de almacenamiento sin modificar el marco normativo. La decisión estratégica de implementarlos dependerá de la planificación operativa de ETED y de la priorización que le otorgue el Ministerio de Energía y Minas.
A medida que el SENI incorpore más renovables variables, el almacenamiento se convertirá en un activo clave para garantizar seguridad, continuidad y eficiencia. República Dominicana ya tiene el marco para hacerlo posible.
La historia personal de Rosilena Lindo Riggsestá marcada por una visión de servicio público, justicia social y vocación científica que la llevó a convertirse en una de las principales arquitectas de la transición energética panameña. Su recorrido atraviesa instituciones como el Canal de Panamá, el Ministerio de Ambiente, el PNUMA y la Secretaría Nacional de Energía, desde donde impulsó políticas pioneras con enfoque inclusivo, técnico y territorial.
En una entrevista con EnergíaEstratégica, la ingeniera y asesora global repasa su trayectoria, desafíos, aprendizajes y visión para el futuro de la región.
—¿Qué la impulsó a estudiar ingeniería y, más adelante, especializarse en energía y gestión ambiental? ¿Hubo un momento clave en su vida?
A los 8 años, durante unas vacaciones, le conté a mi abuela que quería diseñar espacios para estudiar y proteger la naturaleza. Soñaba con trabajar en Naciones Unidas, hablar cuatro idiomas, viajar por el mundo y generar oportunidades para que las mujeres lideraran. Agradezco a Dios porque me permitió convertir mis sueños de niña en realidad.
Mi padre es ingeniero civil, lo que influyó en mi decisión de estudiar esa carrera. Cuando un profesor me ofreció colaborar en la instalación del Nodo NASA en Panamá, conocí el mundo de la energía. Mi primera tarea fue leer las guías del IPCC y recopilar datos para calcular emisiones del sector energético. Ahí me enamoré de la energía, de su rol económico, pero también del potencial de transformar un modelo de desarrollo basado en combustibles fósiles.
—¿Cómo fue el tránsito profesional hasta llegar a la Secretaría Nacional de Energía?
Al regresar de mis estudios en Alemania, trabajé en la ampliación del Canal de Panamá en control de calidad de las superficies hidráulicas. Fue una experiencia valiosa, técnica y humana, donde conocí a un mentor que me animó a volver al sector energético.
Después, asumí la Dirección Nacional de Cambio Climático en la antigua Autoridad del Ambiente. Junto a un equipo de 34 personas, creamos la primera Contribución Nacionalmente Determinada de Panamá, transformamos la ANAM en el Ministerio de Ambiente e incluimos el cambio climático en la ley ambiental. También negociamos el Acuerdo de París en temas de bosques y dimos voz internacional a los pueblos originarios.
Más tarde, como especialista senior en UNEP, lideré el proyecto de calentamiento solar de agua y contribuí al análisis de la transición energética en América Latina. Organizamos un encuentro con representantes del sector energía de los candidatos presidenciales para presentar el estudio “Carbono Cero América Latina”. Uno de ellos, ya como secretario de Energía, me invitó a ser parte de su equipo como subsecretaria.
—¿Qué desafíos enfrentó como la primera mujer secretaria de Energía en Panamá?
Fue un proceso lleno de desafíos, pero también de aprendizajes. La sororidad nacional, regional y global jugó un papel clave. Gracias a esa red de mujeres, logramos impulsar la agenda energética con una mirada técnica e inclusiva.
Uno de los grandes desafíos fue construir una metodología participativa durante la pandemia. Logramos que cada persona que participó en las estrategias pudiera identificar sus aportes reflejados en los documentos. Diseñamos políticas como la Estrategia de Acceso Universal a la Energía, la de Generación Distribuida, de Eficiencia Energética, de Innovación del Sistema Interconectado, entre otras. Más de 16.500 horas persona fueron invertidas en el diseño de estos instrumentos.
Como secretaria, tuve apenas siete meses de gestión, en plena contienda electoral. No logramos presentar la ley de transición energética. Me llevo como lección que ese tipo de reformas deben plantearse desde el primer año. También comprendí que, aunque el sector es masculinizado, el proceso de construcción de la Hoja de Ruta “Nexo Mujer y Energía” fue el más participativo. En Panamá, hombres y mujeres están dispuestos a construir un sector en igualdad.
—¿Cuál considera su mayor contribución en términos de política pública energética?
Destaco con orgullo la Estrategia Nacional de Generación Distribuida, que comencé a moldear desde que ingresé a la Secretaría. Fue elaborada con apoyo técnico del BID y nos tomó tiempo definir su alcance. Hoy Panamá pasó de 30 MW a más de 200 MW instalados, y si se cumplen los compromisos, se espera un crecimiento exponencial en los próximos dos años.
También considero transformadores el Plan de Electrificación Rural Georreferenciado y la Estrategia de Acceso Universal, porque plantean que no es aceptable pasar de no tener energía a vivir en pobreza energética. Defienden el derecho a un consumo eficiente y suficiente, sin ciudadanos de segunda clase.
—¿Hay algún proyecto que recuerde especialmente por su impacto social?
La Estrategia de Comunicación para la Transición Energética fue única por su enfoque. Partimos de un estudio del Banco Mundial sobre la percepción energética en Panamá, que reveló intereses diferenciados por género y región. Decidí estudiar un diplomado en comunicación y marketing para poder liderarla.
Es fundamental que la población tenga acceso a información clara y culturalmente representativa, para que pueda tomar decisiones informadas al adoptar tecnologías energéticas. Por ejemplo, que una dueña de salón de belleza sepa que un aire acondicionado eficiente puede reducir su factura en un 70 %.
—¿Qué experiencia profesional la marcó profundamente en el sector de renovables?
Diseñar e implementar el programa de capacitación en energía solar fotovoltaica para mujeres de la Comarca Ngäbe-Buglé cambió mi vida por completo. Ver el crecimiento de 85 mujeres rurales fue inspirador.
Invité a una de ellas, Lilibeth Jiménez, a un evento en Brasil. Allí me compartió algo que transformó mi forma de entender la transición energética: “Al programa le faltó brindar apoyo psicológico para gestionar el impacto cultural de convertirse en mujeres generadoras de ingresos”. Comprendí que la transición energética también transforma culturas y debe ser gestionada con sensibilidad.
—¿Cuál es el principal reto de la región en materia energética?
Latinoamérica y el Caribe deben acelerar la inversión en renovables y el diseño regulatorio para electrificar la economía, en un contexto de fragmentación geopolítica, ciberseguridad y crisis climática.
Necesitamos romper con regulaciones que favorezcan una sola tecnología. La riqueza de la transición está en la diversidad de fuentes y esquemas. Pero el cuello de botella es claro: movilizar capital a bajo costo y ampliar la infraestructura de transmisión. Sin eso, no podremos sacar de la pobreza a los 162 millones de personas que hoy la padecen en la región, según CEPAL.
—¿Qué mensaje daría a las jóvenes que están comenzando en este sector?
La igualdad de género no es un tema de mujeres, es un imperativo del desarrollo global. Necesitamos medidas especiales para compensar las desigualdades estructurales y defender la justicia social con datos claros.
A las jóvenes les digo que expandan su red de colaboración con todos los actores, sin importar género. El talento no tiene etnia, rostro ni género. La sororidad ha demostrado ser clave para el crecimiento de las mujeres en energía, y hay que seguir comunicando estratégicamente para contrarrestar las voces que subestiman la igualdad.
—¿Qué legado le gustaría dejar en el sector energético y climático?
Quiero seguir construyendo puentes entre gobiernos, sector privado, cooperación internacional, comunidades y juventudes. Sueño con una economía basada en más de 80 % de energía renovable, y con personas respirando aire limpio.
Seguiré trabajando con determinación para que las juventudes tengan más oportunidades que yo y para que las mujeres —de todas las edades y etnias— encuentren en el sector energético un espacio pleno para desarrollar sus talentos. Todo esto mientras cuidamos juntos nuestra casa común.
SilverBlue anunció la adquisición de Solage, empresa de financiamiento especializada en proyectos de energía distribuida y de almacenamiento para empresas comerciales e industriales en México, así como su plan de inversión por un monto superior a 500 millones de pesos mexicanos.
La adquisición de Solage se produce en un contexto favorable para el sector de las energías renovables en el país. Se estima que el mercado de energía renovable en México crezca de 36.57 GW en 2025 a 40.27 GW en 2026 y alcance 65.2 GW en 2031, con una tasa de crecimiento anual compuesta (CAGR) del 10.12% entre 2026 y 2031.
Como parte de SilverBlue, Solage busca contribuir a cerrar la brecha entre el capital y los proyectos energéticos con potencial, otorgando financiamiento mediante contratos comúnmente conocidos como PPAs. Su modelo de negocio y financiamiento está diseñado para adaptarse a las distintas etapas de los proyectos, desde su evaluación inicial hasta su implementación y seguimiento, manteniendo el rigor técnico y la disciplina financiera. La empresa busca soluciones financieras y técnicas a la medida que aceleran la transición hacia una matriz energética más limpia y eficiente.
En los últimos años, la inversión en energía limpia en México registró un crecimiento cercano al 77% en 2024, al alcanzar aproximadamente 40,075 millones de pesos, frente a 22,750 millones de pesos en 2023.
“El cierre de la adquisición de Solage confirma que existe una demanda clara de soluciones financieras más flexibles y especializadas en el mercado mexicano. El objetivo es acompañar proyectos sólidos con capital bien estructurado, gobernanza y una visión de largo plazo que permita transformar oportunidades en crecimiento tangible”, señaló César Urrea, quien encabeza las operaciones de SilverBlue en México.
Actualmente, Solage evalúa proyectos de inversión rentables y sustentables por más de 170 millones de pesos. Con este vehículo financiero, SilverBlue avanza en la consolidación de su plataforma en México, reafirmando su compromiso de operar bajo estándares internacionales de análisis, gestión de riesgos y gobierno corporativo.
Cómo impactará el nuevo esquema de subsidios en los hogares.
El gobierno unificó a comienzos de enero los subsidios energéticos de jurisdicción nacional mediante la creación del régimen de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF) y este mes comenzó a poner en marcha el nuevo esquema. La modificación impacta de lleno en millones de hogares, que recién comenzarán a comprender la magnitud del cambio a medida que les lleguen las nuevas facturas. El objetivo oficial es seguir reduciendo el monto de subsidios, que en 2023 fue del 1,5% del PBI, el año pasado bajó a 0,65% y este año debería caer a 0,5% del producto. EconoJournal presenta las diez claves de los cambios anunciados para ayudar a comprender lo que viene.
1. ¿A quién alcanza el nuevo régimen de Subsidios Energéticos Focalizados?
El nuevo régimen de Subsidios Energéticos Focalizadoselimina el criterio de segmentación en tres niveles de ingresos (N1, N2 y N3) que se había puesto en marcha en 2022 y lo reemplaza por una única categoría de usuarios residenciales que requieren asistencia del Estado “para acceder al consumo indispensable de energía”. A su vez, bajo el mismo paraguas se incluyen no solo los subsidios a la electricidad y el gas natural que están bajo jurisdicción nacional sino también al GLP en garrafas de 10 kilos y al gas propano distribuido por redes, que se utilizan en zonas sin gas natural (Decreto 943/2025).
El gobierno redujo de 3,5 a 3 Canastas Básicas Totales el tope de ingresos que se considera por hogar para poder acceder a los subsidios. La referencia que se toma es la CBT para un hogar tipo de cuatro integrantes (dos adultos y dos menores), medida por el Indec. Según el dato oficial de enero, último disponible, esa canasta está valuada en $1.308.713. Por lo tanto, tomando en cuenta ese valor, el tope de ingresos por hogar se redujo de $4.580.495 a $3.926.139.
Valor de la Canasta Básica Total para un hogar de 4 miembros según el último informe del Indec.
También se prevé la continuidad del beneficio para hogares en el que resida al menos un titular con pensión vitalicia por veterano de guerra o con Certificado de Vivienda emitido por el Registro Nacional de Barrios Populares(ReNaBaP). Además, se dispone que en hogares que cuenten con al menos un integrante con Certificado Único de Discapacidad (CUD), la autoridad de aplicación “deberá evaluar en qué medida la discapacidad se traduce en necesidad económica para afrontar los servicios energéticos”.
Más allá del tope de ingresos, siguen vigentes también criterios de exclusión patrimonial (Disposición 2/2026). No pueden acceder a los subsidios:
Hogares cuyos integrantes posean al menos un automóvil con una antigüedad igual o menor a tres años, salvo que un integrante del hogar cuente con un CUD.
Hogares cuyos integrantes posean, en conjunto, tres o más inmuebles.
Hogares en los que al menos un integrante posea una embarcación de lujo.
Hogares en los que al menos un integrante posea una aeronave.
Hogares en los que al menos un integrante posea activos societarios.
2. ¿Hay que inscribirse al nuevo régimen?
El nuevo registro de Subsidios Energéticos Focalizados se conformó a partir del viejo Registro de Acceso a los Subsidios a la Energía (RASE) creado en 2022. El decreto 943/2025 aclara que los usuarios que ya estaban inscriptos al RASE no están obligados a inscribirse nuevamente para conservar el beneficio, pero los usuarios de garrafas o beneficiarios del Programa Hogar sí tienen que inscribirse. A su vez, los que percibían la Tarifa Social del Gas y viven en una serie de localidades listadas en la web de Energía, que tienen GLP por redes, también tienen que anotarse en el registro. Los que no venían recibiendo subsidio, pero ahora lo necesitan pueden inscribirse en el nuevo registro siempre y cuando cumplan con los requisitos fijados en el punto anterior.
3. ¿Cuántos kilowatts se les subsidia a los hogares?
Cuando se puso en marcha la segmentación tarifaria durante el gobierno de Alberto Fernández, los hogares N2, considerados de bajos recursos, recibían un subsidio por toda la energía consumida sin tope de volumen y los hogares N3, de ingresos medios, tenían un bloque subsidiado de 400 kWh mensuales.
En junio de 2024 el gobierno de Javier Milei recortó ese beneficio poniéndole un tope de 350 kWh mensuales a los N2 y reduciendo de 400 a 250 kWh el tope para los N3 (Resolución 90/2024).
La Secretaría de Energía estableció ahora que para la electricidad subsidiarán solo 300 kWh mensuales. Eso implica que para los que antes eran N2 el bloque subsidiado se reduce de 350 a 300 kWh y para los que eran N3 aumenta de 250 a 300 kWh. El excedente consumido por encima de esos valores paga la tarifa plena.
¿Por qué ahora amplían el bloque de consumo subsidiado de los sectores medios y reducen el de los sectores más humildes? Porque al eliminar la distinción entre N2 y N3 buscaron fijar el bloque subsidiado en un punto intermedio.
Otra novedad es que los 300 kWh mensuales se subsidiarán solo en los meses de enero, febrero, mayo, junio, julio, agosto, diciembre considerados los de mayor consumo eléctrico por cuestiones estacionales. En marzo, abril, septiembre, octubre y noviembre el bloque subsidiado será solo de 150 kWh mensuales.
4. ¿Cuántos metros cúbicos de gas se les subsidia a los hogares?
En 2022 se fijaron bloques de consumo subsidiado para todos los hogares N3 que varían según la distribuidora, el tipo de usuario residencial y el mes (Resolución 686/2022). Por ejemplo, un usuario R1 Nivel 3 de Naturgy tiene 19 metros cúbicos subsidiados en enero, pero en julio ese valor trepa a 56 metros cúbicos. Si los consumos superan esos valores, los usuarios deben pagar precio pleno por el volumen excedente.
En el caso de los hogares N2 el gobierno de Alberto Fernández no había fijado un tope de m3 subsidiados, pero en junio 2024 la administración de Milei replicó los topes de los N3 a los N2 (Resolución 91/2024).
Lo que hizo ahora el gobierno es respetar esos bloques de consumo subsidiado y extender esa misma lógica de bloques a los usuarios de gas propano por redes (Decreto 943/2025).
5. ¿Qué porcentaje del costo de la electricidad se subsidia?
En electricidad el gobierno estableció para 2026 una bonificación del 50% sobre el consumo base subsidiado, que, como ya se señaló, puede oscilar entre 150 y 300 kWh mensuales de acuerdo al período del año. A su vez, creó una bonificación transitoria adicional que comenzó siendo del 25% en enero y se reducirá de modo gradual hasta desaparecer a fin de año. Es decir, los usuarios que antes eran N2 y N3 arrancaron el año con una bonificación del 75% sobre el precio estacional de la energía eléctrica y a fin de año van a terminar teniendo solo un 50%. El 75% inicial significó un incremento de la bonificación ya que, según la resolución 36/2025, en diciembre los N2 estaban percibiendo un 65% y los N3 de un 50%.
El decreto 943/25 establece en su Anexo II cómo se irán reduciendo las bonificaciones extraordinarias durante 2026.
6. ¿Por qué el gobierno le incrementó la bonificación transitoriamente a los que reciben subsidio en electricidad?
El incremento transitorio de la bonificación apunta a administrar la transición entre el viejo y el nuevo esquema de subsidios. A los sectores de menos ingresos, que antes estaban agrupados en N2, les ampliaron la bonificación sobre el precio estacional de la energía (PEST) de 65% a 75% en enero –luego empieza a reducirse mes a mes-, pero ese mayor subsidio solo sirve para compensar parte de los mayores costos.
La bonificación transitoria –que fue del 75% en enero, pero en febrero ya bajó a 72,73% y en marzo será de 70,45%– coincidió con un incremento en febrero de 21% en el precio estacional de la electricidad que, como informó EconoJournal, estuvo motivado por la actualización del tipo de cambio de referencia y por la decisión política de poner fin al atraso que se acumuló durante el segundo semestre del año pasado cuando se utilizó esta variable como un amortiguador para evitar un mayor aumento de tarifas durante la campaña electoral.
La suba de la bonificación se combinó también con una reducción del bloque subsidiado que para los ex N2 pasó de 350 a 300 kWh en los meses de mayor consumo y en el resto del año cae a 150 kWh mensuales. Además, hay que tener en cuenta que desde junio del año pasado las tarifas de electricidad se vienen indexando con una fórmula polinómica que toma en cuenta la evolución del IPC y el IPIM y también se aplica la cuota mensual de la Revisión Quinquenal Tarifaria que se acordó con Edenor y Edesur, las dos distribuidoras que continúan bajo la órbita nacional. A esas compañías se les autorizó una recomposición del Valor Agregado de Distribución, pero el gobierno se los otorgó en 30 cuotas mensuales consecutivas hasta octubre de 2027. En el caso de Edesur esas cuotas son de 0,36% mensual y en Edenor suben a 0,42%.
Los sectores de ingresos medios que antes eran N3 y continúan subsidiados se vieron “beneficiados” en términos relativos frente a los ex N2 porque hasta diciembre tenían una bonificación del 50% que en enero trepó de modo transitorio al 75%. Además, el bloque de consumo subsidiado trepó para ellos de 250 a 300 kWh en los meses de mayor consumo –en el resto del año cae a 150 kWh mensuales–. pero eso fue porque al gobierno no le quedaba otra opción que concederles ese mayor beneficio para unificarlos con los ex N2, ya que ahora ambas categorías se fusionaron en una sola.
7. ¿Qué sucede con la bonificación en el caso del gas natural?
Al igual que en electricidad, se fijó una bonificación transitoria de 25 puntos porcentuales que se va reduciendo a lo largo del año, pero la bonificación base de 50 puntos porcentuales, que en electricidad está vigente todo el año, en gas solo regirá 6 meses, entre abril y septiembre.
El 50% que se bonifica del precio mayorista del gas, más allá de la bonificación extraordinaria de 2026, solo estará vigente 6 meses al año.
Los más golpeados en este caso son los sectores de bajos recursos, que antes eran N2, los cuales hasta diciembre tenían una bonificación de 65% sobre el precio mayorista fijado en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST) y en enero pasaron a tener solo 25%, en febrero 22,73% y en marzo 20,45 por ciento. Recién a partir de abril, a la bonificación extraordinaria se le suma el 50% de bonificación base que recibirán todos los inviernos. Este año en abril el subsidio sube entonces al 68,18% del precio del PIST (50% más la bonificación extraordinaria que para ese mes ya caerá al 18,18%).
Al mismo tiempo esos usuarios deben enfrentar en estos primeros meses del año una fuerte suba de costos que la bonificación extraordinaria no alcanza a compensar. A la indexación de tarifas por IPC e IPIM, se les suma la cuota de la RQT destinada a las distribuidoras gasíferas –son 31 cuotas consecutivas con un porcentaje que varía de acuerdo a la empresa–. Además, en este caso, el gobierno implementó un Precio Anual Uniforme del gas mayorista para evitar las variaciones estacionales. Ese precio es un promedio anual que varía para cada compañía (Resolución 23/2026). Para Metrogas, por ejemplo, en febrero es de US$ 3,696 por millón de BTU, un 25% más caro que los US$ 2,956 vigentes en enero (Resolución 605/25).
Precio del PIST que estará vigente para cada distribuidora en 2026, según la resolución 23/26.
En el caso de los sectores medios que siguen subsidiados –antes eran N3–, el impacto es menor porque ellos no venían recibiendo una bonificación de 65% sobre el PIST sino solo de 50%. Por lo tanto, si bien en enero tuvieron una bonificación de solo 25%, en febrero de 22,73% y en marzo de 20,45%, en abril será, al igual que en el caso de los sectores de ingresos bajos de 68,18% del precio del PIST (50% más la bonificación extraordinaria que para ese mes caerá al 18,18%).
Por lo tanto, para ellos el porcentaje bonificado aumentará entre abril y septiembre, al menos este año. Ese es el beneficio relativo que obtienen por haber sido fusionados ahora con los N2 en una misma categoría. No obstante, enfrentan la misma suba de costos que se señaló más arriba: indexación por IPC-IPIM, cuota correspondiente a la RQT y suba del PIST en los primeros meses del año.
El gobierno decidió avanzar con este esquema por dos motivos:
a) El consumo de gas se concentra fundamentalmente en invierno. Por lo tanto, aunque a comienzos de año la suba de tarifas sea fuerte, se aplica sobre consumos que por lo general son muy bajos.
b) La intención oficial era reducir la bonificación que se otorga por Zona Fría, pero no pudo hacerlo porque requiere la intervención del Congreso. Eso significa que el 50% de los usuarios del país siguen siendo beneficiados con subsidios adicionales vinculados con ese régimen, lo que disminuye el impacto de los aumentos detallados.
8. ¿Quiénes pierden el subsidio a partir de la puesta en marcha de este nuevo sistema?
El gobierno informó en noviembre que la baja en el tope de ingresos, al pasar de 3,5 a 3 CBT, afectará solo al 4% de los hogares que venían recibiendo subsidios a la electricidad y el gas natural. En el caso del servicio eléctrico, dejaron trascender que son unos 145.000 usuarios residenciales sobre un total de 16,6 millones de clientes en todo el país. La exclusión de esos usuarios la realizará el propio gobierno a partir de distintos cruces de datos. Cuando son excluidos del registro, esos hogares comienzan a pagar el precio pleno de la energía.
9. ¿Qué cambió a partir de ahora para los hogares que eran N1?
Desde que el gobierno de Alberto Fernández puso en marcha la segmentación en 2022, se aseguró públicamente que los usuarios N1 ya no iban a recibir subsidio, pero en los hechos el valor que han venido pagando por la energía por lo general nunca equivalió al costo real de abastecimiento. De hecho, el Observatorio de Tarifas y Subsidios del Instituto Interdisciplinario de Economía Política (IIEP), dependiente de la UBA y el CONICET, precisó en su último informe que los usuarios N1 se hicieron cargo en enero de este año del 95% del costo de la electricidad y del 75% del costo de abastecimiento del gas, manteniendo algún nivel efectivo de subsidio. El gobierno prometió que a partir de ahora pagarán la totalidad del costo de abastecimiento.
Por lo tanto, se supone que dejarán de percibir ese pequeño subsidio que aún tenían y además deberán afrontar la suba del precio mayorista del gas y la electricidad que se aplicó en febrero, más el incrementó del VAD y la indexación por IPC e IPIM.
El aumento en febrero para este sector, que representa a cerca del 40% de los hogares, osciló entre el 10 y el 15 por ciento, porcentaje aplicado sobre tarifas que ya venían siendo sustancialmente más altas que para el resto de los usuarios.
10. ¿Cómo se subsidiará a los que consumen gas con garrafa?
Durante la administración anterior, aquellos hogares más vulnerables, dentro del amplio universo de quienes no tienen gas por red, recibían un subsidio equivalente al 80% del precio máximo de la garrafa a través del Programa Hogar, creado por el decreto 470/2015.
La resolución 568 de julio de 2023 fue la última que actualizó el precio de ese subsidio. El anexo I de esa norma incluía una tabla con los valores por jurisdicción para los meses de junio, julio, agosto y septiembre de ese año. En el caso de la provincia de Buenos Aires, por ejemplo, el valor para septiembre de 2023 de la garrafa de 10 kilos era de 1539 pesos, cifra equivalente en ese entonces al 80% del precio máximo permitido, que se elevaba a 1923,75 pesos con la inclusión del IVA y los costos de fraccionamiento y distribución para esa zona.
Si bien en aquel momento costaba conseguir la garrafa al precio máximo y había un mercado blue donde se la cobraba más cara, por lo general los distribuidores oficiales de YPF solían respetar el precio máximo.
El gobierno de Javier Milei mantuvo congelados esos subsidios y, por lo tanto, el monto del beneficio se fue licuando de manera acelerada en términos reales. Además, la resolución 216/24 de agosto de 2024 flexibilizó la regulación vigente. A partir de entonces dejaron de existir “precios máximos” y el gobierno solo fijó “precios de referencia”.
La resolución 394/24 de diciembre de 2024 fijó el precio de referencia en 10.500 pesos para una garrafa de 10 kilos, pero el Estado le seguía compensando a un usuario bonaerense solo 1539 pesos. De ese modo, la bonificación que antes cubría el 80% del precio máximo –no del precio real de mercado–, en diciembre de 2024 solo cubría 14,6% del precio de referencia. Muchos usuarios comenzaron a denunciar además que el subsidio se pagaba con mucha demora o ni siquiera se pagaba.
El próximo paso se concretó en julio del año pasado cuando el decreto 446/2025 liberó completamente el mercado y ya dejaron de publicarse los precios de referencia. El valor del GLP en el mercado local comenzó a estar alineado con la paridad de exportación.
El gobierno instruyó ahora a la Secretaría de Energía a través del decreto 943/25 para que, en colaboración con la Anses, disponga, en un plazo de 6 meses que comenzó a correr el 2 de enero, todas las medidas necesarias para garantizar la migración de los casi 3,5 millones de beneficiarios del Programa Hogar al nuevo régimen de Subsidios Energéticos Focalizados.
Inicialmente trascendió que aquellos que se registren recibirán un subsidio equivalente al costo de una garrafa de 10 Kg en los meses de frío y media garrafa en el resto del año a través de billeteras virtuales. Sin embargo, el decreto 943/25 aclara que entre las tareas pendientes se contempla “la evaluación y determinación del consumo base indispensable medido en cantidad de garrafas de 10 kilos por mes o por período estacional y por hogar, pudiendo contemplar la zona en la que está ubicado el hogar y la cantidad de convivientes, así como la correspondiente bonificación y la forma de percepción de los beneficios por parte de los usuarios”.
Es decir, por ahora hay pocas precisiones sobre cómo se va a implementar este beneficio. De hecho, no está claro cuál va a ser el precio que se tome como referencia para calcular el subsidio porque en la actualidad es un mercado que ya no cuenta con ningún precio de referencia.
Finalmente, después de que Tenaris perdiera frente a la empresa india Welspun la licitación por la provisión de tubos para el proyecto Gas Natural Licuado de Southern Energy (SESA) de Vaca Muerta, y de que el gobierno saliera al cruce del Grupo Techint, el presidente de la compañía, Paolo Rocca, hizo pública su postura al respecto.
En una carta titulada «Desafíos para una Argentina Competitiva», Rocca detalla desde su perspectiva el escenario de la licitación en cuestión y el rol de Techint en particular. Además, describe los logros del gobierno y marca la necesidad de «la defensa de la industria frente a las importaciones en condiciones de competencia desleal«.
Estructurada en tres ejes principales, la misiva es la siguiente:
Desafíos para una Argentina competitiva
«He leído con atención los comentarios del presidente Milei y las intervenciones de sus ministros sobre la conducta de Tenaris en ocasión de una licitación de tubos de conducción para SESA, un importante proyecto para la exportación de LNG desde Argentina.
Querría aclarar algunos aspectos relevantes de nuestra posición sobre este asunto:
La licitación SESA es una empresa privada que licitó la provisión de 137 mil toneladas de tubos de acero de 36” de diámetro, con recubrimiento anticorrosivo.
Tenarises una empresa privada que participó con una oferta de 2.090 dólares por tonelada, un precio equivalente a los valores en las principales economías libres como Estados Unidos o Europa, y consistente con los costos directos e indirectos de nuestra operación en Argentina.
Al ser informados de que había otra oferta a menor precio por parte de un proveedor de origen indio, y siguiendo una práctica absolutamente lícita y habitual en el marco de una relación entre privados, propusimos reducir nuestro precio un 24% hasta igualar la oferta india, y lo hicimos solo para preservar la operación industrial a largo plazo, aunque no resulte rentable para este negocio en particular.
SESA, actuando en el pleno respeto de sus reglas internas, decidió adjudicar el proyecto al proveedor indio. Perdimos entonces una licitación importante, que representa alrededor del 60% del volumen anual del mercado argentino de tubos con costura.
El nivel de precios de este proyecto resulta inferior al de proyectos anteriores, cuando el precio del acero y el petróleo en el mundo era el doble que el actual, impactado por la pandemia y por la invasión de Rusia a Ucrania.
El mercado mundial del acero
La industria siderúrgica y sus derivados atraviesan un escenario global de fuerte sobrecapacidad, impulsado por políticas de exportación agresivas de algunos países asiáticos que no operan bajo reglas de mercado. Frente a esta situación, aparece la lógica reacción defensiva de las principales economías occidentales aplicando aranceles, cuotas y acciones antidumpingque buscan evitar que el comercio desleal afecte sectores estratégicos como el siderúrgico, relevante para toda la cadena de valor industrial.
Estados Unidos, bajo la conducción del presidente Trump, introdujo aranceles del 50% a la importación de acero de todos los orígenes (incluida la Argentina). Europa aplica una salvaguarda que combina cuotas y aranceles que ascenderán al 50%. México y Canadá actúan en la misma dirección con aranceles en el orden del 35% y 50%, respectivamente. Brasil también, frente a un incremento relevante de las importaciones desde China, ha introducido una salvaguarda que aplica cuotas y aranceles del 25%. Incluso la India aplica una salvaguarda contra las importaciones de acero.
El freno a la exportación de acero chino de manera directa o indirecta -vía terminación en terceros países- en estas grandes áreas económicas, está provocando un desvío de excedentes comerciales a precios de dumping hacia países relativamente más abiertos, como es hoy la Argentina.
En el acuerdo recientemente firmado entre Argentina y Estados Unidos hay dos secciones muy relevantes sobre la aplicación de reglas del juego en el comercio:
Alineación en materia de seguridad económica: Argentina reforzará la cooperación con Estados Unidos para combatir políticas y prácticas no orientadas al mercado por parte de otros países. Ambos países también se han comprometido a identificar herramientas para alinear enfoques en control de exportaciones, seguridad de inversiones, evasión de aranceles y otros temas relevantes.
Empresas estatales y subsidios: Argentina se ha comprometido a abordar posibles acciones distorsivas de empresas estatales y a revisar los subsidios industriales que puedan afectar la relación comercial bilateral. Sin lugar a duda, la Argentina debe abrirse al mundo y nosotros apoyamos este proceso. Pero la forma en la que nos abrimos nos parece muy importante. La defensa de la industria frente a las importaciones en condiciones de competencia desleal es fundamental para alentar la confianza de los inversores que quieren apostar al fortalecimiento de las cadenas de valor de los sectores en los cuales la Argentina tiene ventajas competitivas como la agroindustria, la energía y la minería.
El Grupo Techint en la Argentina
Tenaris, del Grupo Techint, se había presentado a la licitación para la provisión de tubos de LNG en SESA.
La actual administración ha logrado resultados importantes en la recuperación de la economía, bajando la inflación, reduciendo la dimensión del Estado y asegurando el equilibrio fiscal, lo que ha generado una baja del riesgo país y un fuerte apoyo del gobierno de Estados Unidos.
También ha logrado un sólido respaldo en las elecciones de medio término, y tiene abierto el camino para implementar reformas esenciales para promover la competitividad de los sectores productivos que hoy tienen que soportar una carga tributaria muy superior a la de sus competidores.
Adicionalmente, las empresas actúan hoy en un contexto de relaciones laborales y de informalidad. Las empresas del Grupo Techinthan apoyado directamente la acción de la actual administración en todas las oportunidades de diálogo en el país y en el exterior, y manifestado su confianza con inversiones relevantes en la Argentina.
Como Grupo invertimos en el país 1.400 millones de dólares en 2024, 1.600 millones en el 2025 y tenemos comprometidos 2.400 millones para el 2026, que ya están en curso.
Hacia adelante, apostamos a una Argentina que pueda también crecer en su actividad industrial y competir en el mundo. Un ejemplo es Tenaris que exporta actualmente el 70% de su producción en Campana. Para lograrlo es muy importante que el sector privado tenga un diálogo constructivo con el Gobierno sobre las políticas de inserción en el comercio mundial y las reformas esenciales para la competitividad de las empresas.
La construcción de industrias competitivas demanda conocimiento que se incorpora a lo largo del tiempo, recursos humanos calificados, innovación y tecnología, inversión sostenida, compromiso con la comunidad y mucha determinación. Este es el camino que muchas empresas han recorrido en todos los sectores. El Grupo Techint seguirá apostando por el desarrollo de la Argentina como lo ha venido haciendo desde hace 80 años«.
El ministerio de Economía aprobó, a través de la Resolución 89/2026, el Plan de Acción y Presupuesto para el ejercicio 2026 de Dioxitek Sociedad Anónima, empresa estatal argentina especializada en la producción de dióxido de uranio y Cobalto-60, actuante en el ámbito de la Secretaría de Asuntos Nucleares.
Un anexo de la R-89 se refiere a Rentabilidad y resultados, señalando que “Se proyecta un resultado operativo positivo para el ejercicio 2026”, y respecto de la construcción de la nueva planta (NPU) afirma que “en esta se está invirtiendo para la mantención en condiciones del activo en construcción”.
El presupuesto 2026 de la empresa refleja una situación de equilibrio operativo con una rentabilidad positiva, proyectando un ahorro de cuatro mil cuatrocientos treinta ocho millones de pesos ($ 4.438.000.000), derivado de ingresos totales estimados en treinta mil novecientos treinta y tres millones de pesos ($ 30.933.000.000), frente a gastos operativos que alcanzarían los veinticinco mil quinientos treinta y cinco millones de pesos ($ 25.535.000.000).
Tales gastos, repartidos entre remuneraciones por quince mil setecientos ochenta y dos millones de pesos ($ 15.782.000.000) y bienes y servicios por nueve mil setecientos cincuenta y tres millones de pesos ($ 9.753.000.000) con otras pérdidas estimadas en novecientos sesenta millones de pesos ($ 960.000.000)”.
“Si se contemplan las inversiones en alrededor de tres mil seiscientos sesenta y dos millones de pesos ($ 3.662.000.000), el saldo neto (superávit) se ubica en aproximadamente setecientos setenta y cinco millones de pesos ($ 775.000.000), lo que confirma que la empresa puede financiar su plan de inversiones con el flujo generado por la operación”, puntualiza la Resolución.
En cuanto a la producción de la Planta, se indica que “Para el ejercicio 2026, la empresa proyecta una producción total de ciento noventa toneladas (190 tn) de polvo de Dióxido de Uranio (UO₂), los cuales serán vendidos a NASA”.
“Respecto de las Fuentes Selladas de Cobalto (Co-60), dado que no se proyecta cosecha productiva, se entregarán los remanentes de la cosecha productiva anterior”. Acerca de la estrategia comercial y posicionamiento en el mercado se indica que “DIOXITEK SA es el único productor nacional de polvo de Dióxido de Uranio (UO₂) y de Fuentes Selladas de Cobalto (Co-60), dos (2) insumos críticos para la generación de energía nuclear y del sector médicoindustrial”.
En el referido anexo de la R-89 se destaca que “gracias a los nuevos precios acordados con Nucleoeléctrica Argentina Sociedad Anónima (NASA) que mejoran la cobertura de costos fijos y variables y refuerzan la sostenibilidad operativa, la empresa deja atrás las restricciones económico-financieras que atravesó durante los últimos años. Se espera un impacto favorable y progresivo en flujo de fondos y margen operativo a medida que se ejecute el plan de producción y entrega de Dióxido de Uranio (UO₂)”.
Respecto de la comercialización de Fuentes Selladas de Cobalto (Co-60), 2026 será un año sin cosecha productiva, debido a que el ciclo de irradiación finaliza a fines del año, junto con el cronograma de parada de Embalse para extracción del material. Este esquema bianual implica menores ventas en 2026, las cuales son compensadas con los ingresos del ciclo anterior y la reanudación comercial en el ejercicio siguiente, se describió.
En paralelo, la compañía continúa invirtiendo en la Nueva Planta de Uranio (NPU), con erogaciones orientadas al mantenimiento y preservación del activo en construcción hasta su puesta en marcha, se puntualizó en la R-89.
La 21ª International Conference & Exhibition on Liquefied Natural Gas (LNG2026) se desarrolló esta semana en Qatar
Esta semana se desarrolló en Doha, Qatar, la 21ª International Conference & Exhibition on Liquefied Natural Gas (LNG2026), el mayor punto de encuentro global para medir el pulso al mercado del gas natural licuado. Las principales empresas productoras de LNG del mundo, y sus compradores, estuvieron representadas en el evento por su plana ejecutiva. Las presentaciones y discusiones reflejaron claramente que el LNG dejó de ser solo una “mercancía energética” para consolidarse como un activo estratégico donde la geopolítica se convierte en una variable dura de negocio. En ese marco, la Argentina aparece mencionada recurrentemente como un potencial jugador emergente a partir de Vaca Muerta, siempre que logre convertir su recurso en proyectos ejecutables, financiables y con reglas de largo plazo.
LNG: un mercado que se reordena
En varias sesiones se repitió la idea de que el mercado está entrando en una nueva etapa: empieza a asomar una “ola” adicional de oferta global, con Estados Unidos y Qatar como protagonistas, mientras Europa sigue reconfigurando su matriz y Asia suele ser el mercado de ajuste que absorbe o libera volúmenes y con eso influye en precios y rutas. El impacto de este reordenamiento no es solo de precios: también reabre discusiones sobre seguridad de suministro, dependencia de proveedores, y la necesidad de contratos que resistan shocks. Europa, en particular, continúa condicionada por la guerra en Ucrania y por el tratamiento que Occidente decida darle al gas ruso. Aun cuando el mercado empiece a percibir más oferta disponible, la seguridad de suministro en Europa sigue siendo una prioridad política, y eso influye directamente en cómo negocia, qué acepta en términos contractuales y qué riesgos está dispuesta a pagar.
Regulación de metano
Otro tema transversal tratado en la conferencia, con impacto jurídico y comercial inmediato, fue el rol creciente de la regulación ambiental, especialmente en metano. La discusión ya no está en el “objetivo” (reducir emisiones), sino en el “cómo”: medición, trazabilidad, verificación y, sobre todo, consecuencias comerciales. Sin embargo, ciertas exigencias regulatorias pueden operar como barreras de acceso si no se ajustan a la realidad operativa de toda la cadena. En Europa, el riesgo percibido es doble: multas relevantes y un marco de cumplimiento que, si no se implementa con gradualidad y criterios verificables, puede desalentar nuevos acuerdos de suministro justamente cuando la región necesita diversificar fuentes.
Bernardo Bertelloni, abogado especializado en la industria del petróleo y el gas
El contrato vuelve al centro
Otro punto de interés discutido es que el contrato definitivamente pasó a definir si un proyecto es financiable, si puede alcanzar FID (Final Investment Decision) y si resiste escenarios adversos. Con más volatilidad geopolítica y regulatoria, gana peso el diseño contractual que permita convivir con distintos escenarios. Eso se refleja en la agenda de negociación: flexibilidad de destinos, derechos de desvío, indexaciones, mecanismos de revisión, tolerancias operativas, y cláusulas que contemplan cambios regulatorios relevantes. En paralelo, con un mercado que podría volver a ser más competitivo, algunos desarrolladores señalaron que será más complejo cerrar offtake de largo plazo para proyectos pre-FID, salvo que exista un sponsor con capacidad de portafolio o una estructura que reduzca riesgo de ejecución.
Rutas y logística
Otro eje fue la logística. En LNG, el riesgo ruta puede ser tan determinante como el riesgo precio. Canal de Panamá, rutas alternativas, capacidades de shipping y restricciones geopolíticas en determinados pasos marítimos no son temas secundarios.
La consecuencia es que algunos proyectos ganan atractivo no solo por su costo de producción, sino por su acceso a mercados y su capacidad de servir a más de una cuenca, Atlántico y Pacífico, mitigando riesgos logísticos.
«En LNG, el riesgo ruta puede ser tan determinante como el riesgo precio. Canal de Panamá, rutas alternativas, capacidades de shipping y restricciones geopolíticas en determinados pasos marítimos no son temas secundarios», aseguró Bertelloni
Energía adicional
Aunque el debate de transición energética estuvo presente, apareció con fuerza una idea: más que un reemplazo lineal de fuentes, lo que se observa es “adición” de energía. Las renovables crecen, pero la demanda global también. En ese contexto, el gas/LNG se consolida como respaldo firme para sistemas eléctricos que incorporan intermitencia, y como insumo industrial crítico.
Los países buscan seguridad energética, y el LNG ofrece una herramienta flexible frente a shocks. Por eso los gobiernos y los grandes compradores miran al LNG no solo como commodity sino como instrumento de política energética.
¿Dónde entra la Argentina?
En este marco, Argentina aparece con una ventana de oportunidad concreta, apalancada en Vaca Muerta. Sin embargo, el planteo en las discusiones fue muy pragmático: el diferencial no lo define únicamente el subsuelo, sino la capacidad de ejecución integrada, upstream competitivo, midstream suficiente, estabilidad macro-regulatoria y contratos bancables.
En el programa técnico de la conferencia, el autor de esta columna participó con una presentación sobre el potencial exportador argentino, “Desbloqueando el potencial de LNG de Argentina: Vaca Muerta y el camino hacia los mercados globales”. El mensaje central fue que el recorrido más realista es por etapas, escalable, con foco en reducir riesgos de capital y de ejecución, incluyendo esquemas de FLNG, acompañado por reglas estables y estructuras contractuales que permitan cerrar acuerdos de largo plazo y acceder a financiamiento.
LNG2026 dejó una idea clara: ya no se decide solo por oferta y demanda, sino por seguridad, regulación, diplomacia y reglas de acceso a mercado. En esa realidad, la pregunta no es “si habrá LNG”, sino bajo qué condiciones se lo podrá contratar, financiar, certificar, transportar y hacer circular. Ello exige mirar el negocio y hacer el análisis legal con un enfoque interdisciplinario, porque la incertidumbre geopolítica se traslada a la estructura de riesgos de los contratos.
(*) Bernardo Bertelloni es abogado especializado en la industria del petróleo y el gas. Es socio de Martelli Abogados.
El congreso reunirá a expertos de clase mundial para analizar el escenario actual y futuro de los yacimientos argentinos
Tras consolidarse como el referente técnico en Chile y otros distritos mineros de la región, Latin Rocks anuncia el lanzamiento de «Argentina Rocks 2026». Este congreso especializado en exploración geológica llega en un momento clave para la industria, con el objetivo de transformar el potencial mineral del país en oportunidades de inversión concretas y sustentables.
A diferencia de las ferias mineras tradicionales, Argentina Rocks se posiciona como un encuentro de nicho técnico-estratégico. El evento pondrá el foco en el origen de la cadena de valor: la exploración. Bajo la premisa de que no existe un futuro productivo sin una base geológica sólida, el congreso reunirá a expertos de clase mundial para analizar el escenario actual y futuro de los yacimientos argentinos.
Un enfoque federal
La elección de Mendoza como sede responde a su capacidad de conectividad internacional, factor clave ya que se prevé que el 50% de la participación provenga del extranjero. No obstante, el evento mantiene una visión profundamente federal.
«Argentina Rocks es un congreso que abarca todas las potencias de exploración del país. Buscamos mostrar los éxitos en San Juan, Catamarca, Salta, Santa Cruz y el Macizo del Deseado«, señalan desde la organización.
Como parte de esta integración regional, el programa incluye dos visitas a terreno en San Juan, lideradas por expertos de alto nivel, conectando así los polos mineros más importantes de la cordillera.
Transparencia y datos: El fin de los mitos
En un contexto de renovado interés por minerales críticos como el cobre, el oro y la plata, el congreso contará con más de 8 relatores magistrales confirmados. El objetivo es claro: combatir los mitos del sector con datos duros y hechos científicos, fomentando una industria transparente y atractiva para los grandes capitales.
El congreso contará con más de 8 relatores magistrales confirmados
Detalles del evento
Fecha: 27 y 28 de mayo de 2026.
Sede: Ciudad de Mendoza, Argentina.
Perfil: Líderes de exploración, geólogos, empresas multinacionales y tomadores de decisiones estratégicas.
Con un interés récord registrado a la fecha, Argentina Rocks 2026 promete marcar un antes y un después en la forma en que el mundo percibe y valora el potencial geológico argentino.
Un análisis reciente pone de manifiesto una paradoja en el desarrollo de la cuenca neuquina: mientras el petróleo vuela con crecimientos interanuales del 28% y proyecta superar el medio millón de barriles diarios en 2025, el gas natural camina a un ritmo mucho más lento, con un avance proyectado de apenas el 2,8%. Esta “brecha de velocidades” obliga a repensar la infraestructura y las prioridades de inversión para el corto plazo.
Petróleo:
El motor del presente Desde 2019, la producción de petróleo en Vaca Muerta se disparó un 410%. Este auge está traccionado por una capacidad de evacuación que se expande con proyectos como el Duplicar de Oldelval y el futuro Vaca Muerta Sur. El crudo tiene salida inmediata al mercado global, lo que genera divisas líquidas y una curva de aprendizaje que ha llevado los costos de perforación a niveles de competitividad internacional.
Gas:
El cuello de botella del mercado interno A diferencia del petróleo, el gas natural enfrenta un techo: el mercado local ya está saturado en gran parte del año. Sin plantas de licuefacción (GNL) operativas, no hay incentivos suficientes para que las operadoras inviertan los miles de millones de dólares necesarios para un salto de escala. El gas apenas creció un 55% en los últimos cinco años, un ritmo que palidece frente al del crudo.
La apuesta por el GNL hacia 2027
La verdadera transformación del gas llegará cuando Argentina logre exportar su excedente en forma de GNL. Se estima que se requieren inversiones cercanas a los u$s 50.000 millones para convertir el gas en un commodity global. Analistas sugieren que la ventana de oportunidad se abrirá con fuerza en el segundo semestre de 2027, pero el riesgo latente es que la “fiebre del petróleo” termine postergando las obras de base que el gas necesita hoy.
La Visión de Runrún Energético:
La matriz a dos velocidades es un síntoma de madurez pero también una alerta. No podemos permitir que el éxito del petróleo nos haga perder de vista que el gas es el combustible de la transición y la verdadera llave para que Argentina juegue en las grandes ligas energéticas. El desafío para 2026 será equilibrar los incentivos para que el gas no quede como un recurso “atrapado” mientras el petróleo se lleva toda la atención de los mercados.
Los indicadores de la industria para el ciclo 2026 confirman que el petróleo no convencional en Argentina mantiene su curva ascendente. Según proyecciones de consultoras estratégicas como Rystad Energy, se espera que la actividad en los yacimientos de shale oil crezca por encima del 20% anual, impulsada por una mayor eficiencia operativa y la puesta en marcha de infraestructura clave de evacuación.
El motor del VMOS (Vaca Muerta Oil Sur)
El gran habilitador de este crecimiento es el avance del proyecto Vaca Muerta Oil Sur. Al inicio de este año, la obra ya supera el 50% de ejecución global. Se prevé que para finales de 2026, la primera etapa del ducto sume unos 180.000 barriles diarios de capacidad de transporte, eliminando los cuellos de botella que limitaban el despacho de crudo hacia el Atlántico y permitiendo una planificación más agresiva de las perforaciones.
Nuevos yacimientos en escena
Si bien los bloques estrella como Loma Campana y La Amarga Chica siguen liderando, 2026 será el año de la aceleración para nuevos proyectos de peso. Compañías como Pampa Energía en Rincón de Aranda y Pluspetrol en Bajo del Choique están escalando sus operaciones, sumando nuevos sets de fractura y equipos de perforación de alta tecnología que permiten completar pozos en tiempos récord.
Competitividad ante la volatilidad de precios
Un dato alentador para los inversores es la resiliencia de la cuenca neuquina. Gracias a la optimización de costos y la mejora en las etapas de fractura por día, Vaca Muerta se consolida como una plaza competitiva incluso en escenarios de precios internacionales moderados (u$s 50-60 el barril), lo que asegura que el flujo de capitales hacia el Upstream local no se detenga ante fluctuaciones externas.
La Visión de Runrún Energético:
El crecimiento del 20% no es solo un número; es la confirmación de que Vaca Muerta ha pasado de ser una promesa a una realidad de escala global. La clave de 2026 será la sincronización: de nada sirve perforar más si no terminamos el VMOS a tiempo. Por ahora, los planetas parecen alineados para que el petróleo sea el gran generador de divisas que la macroeconomía argentina necesita.
La transformación de Sierra Grande ya está en marcha. El proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) está convirtiendo a la zona de Punta Colorada en un nodo logístico de clase mundial. Con una inversión que supera los u$s 2.500 millones, esta terminal no solo es una obra de ingeniería civil, sino la llave estratégica para que el shale oil neuquino llegue a los mercados de Europa y Asia con costos competitivos.
Capacidad de almacenamiento récord
El complejo portuario contará con una playa de tanques capaz de almacenar hasta 7 millones de barriles de petróleo. Esta capacidad es vital para garantizar un flujo de exportación constante y actuar como pulmón operativo ante las fluctuaciones de la producción en la cuenca. La infraestructura está diseñada para manejar volúmenes masivos, permitiendo que Argentina escale su perfil exportador de manera profesional y segura.
Monoboyas y buques de gran calado
A diferencia de otros puertos regionales, Punta Colorada contará con dos monoboyas instaladas a 7 kilómetros de la costa, en aguas profundas. Esto permitirá la operación de buques tipo VLCC (Very Large Crude Carriers), los gigantes del océano que transportan hasta 2 millones de barriles. Al poder cargar estos barcos en territorio propio, las operadoras reducen drásticamente los costos de flete, mejorando el margen neto por barril exportado.
Reactivación económica y empleo
Más allá de los fierros y el cemento, el proyecto VMOS está revitalizando a Sierra Grande y sus alrededores. La obra civil demanda miles de puestos de trabajo directos e indirectos, devolviéndole a la zona el dinamismo que perdió tras el cierre de su etapa minera. Punta Colorada se perfila hoy como el nuevo hub energético del Atlántico Sur, posicionando a Río Negro en el centro del mapa energético global.
La Visión de Runrún Energético:
Punta Colorada es la pieza del rompecabezas que faltaba. De nada sirve tener récords de producción en Añelo si no tenemos un puerto eficiente para despachar ese crudo al mundo. Con el VMOS, Argentina deja de depender de terminales saturadas o con limitaciones de calado. Es una apuesta a 30 años que cambia la geopolítica de la energía en el país: el eje se desplaza hacia el sur, buscando la eficiencia del océano profundo.
La frontera productiva de Vaca Muerta se consolida con fuerza fuera de Neuquén. Phoenix Global Resources (PGR) anunció resultados excepcionales en su bloque Confluencia Norte, ubicado en territorio rionegrino, donde uno de sus pozos alcanzó un pico de producción de 3.200 barriles diarios de petróleo. Ante este éxito, la compañía decidió sumar un nuevo equipo de perforación para escalar sus operaciones en la zona.
Rendimiento de clase mundial
El rendimiento del pad 1 en Confluencia Norte pone a Río Negro en las grandes ligas del shale. Con niveles de 3.200 barriles por día, la productividad de estos pozos es comparable con los mejores registros de Loma Campana o La Amarga Chica en el corazón de Neuquén. Se trata de un crudo liviano, de excelente calidad (40-42° API), que tiene como destino principal el mercado de exportación.
Más equipos para la cuenca
El flujo de resultados positivos llevó a la operadora a reforzar su flota con un nuevo rig (equipo de perforación). El objetivo es acelerar el desarrollo del bloque y testear la continuidad de la ventana de petróleo hacia el sur de la concesión. Esta mayor actividad no solo incrementa la producción total, sino que dinamiza la contratación de servicios locales y la generación de regalías para la provincia de Río Negro.
La confirmación del “lado rionegrino”
Durante años, el desarrollo rionegrino de Vaca Muerta estuvo en etapa de evaluación. El “superpozo” de Phoenix actúa como un disparador de confianza para otros inversores, demostrando que la geología no conoce límites provinciales. La apuesta de PGR en Confluencia Norte es hoy la punta de lanza de una nueva geografía productiva que alimentará directamente los ductos de exportación hacia el Atlántico.
La Visión de Runrún Energético:
Lo de Phoenix en Río Negro es una noticia disruptiva. Rompe con el paradigma de que Vaca Muerta es solo “Añelo y alrededores”. Para la industria, esto significa más superficie explotable y menos riesgo concentrado. Para Río Negro, es la confirmación de que su rol en el mapa energético ya no es solo ser el paso de los ductos, sino también un protagonista de peso en la extracción de crudo.
El proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) superó una nueva instancia de control técnico. Autoridades de la Secretaría de Energía de la Nación y del gobierno de Río Negro realizaron una inspección en el predio de Punta Colorada para verificar el montaje de los primeros tanques de almacenamiento. Esta infraestructura es el corazón de la futura terminal, permitiendo regular el flujo de crudo que llegará desde la cuenca neuquina para su exportación.
Cumplimiento de estándares técnicos
La fiscalización se centró en la calidad de las soldaduras y el montaje de las estructuras metálicas de gran porte que conformarán la playa de transferencia. Los inspectores ratificaron que los trabajos avanzan bajo los estándares internacionales de seguridad y ambiente, cumpliendo con el cronograma previsto para la primera fase operativa del ducto y la terminal portuaria.
Movimiento de suelos y cimientos
Tras finalizar la etapa masiva de movimiento de suelos, la obra civil ha entrado en una fase crítica de ingeniería estructural. La presencia de las autoridades en el terreno busca dar previsibilidad a las operadoras que ya han reservado capacidad de transporte en el sistema, asegurando que los nodos de recepción en la costa rionegrina estén listos para cuando se completen los tramos del poliducto.
Sierra Grande en el centro de la escena
El avance de la playa de tanques es seguido de cerca por el mercado, ya que de su capacidad de pulmón dependerá la eficiencia de carga de los buques transatlánticos. La reactivación de Sierra Grande como polo logístico energético es hoy una realidad tangible, con un flujo constante de materiales y mano de obra especializada que está transformando la fisonomía de la zona.
La Visión de Runrún Energético:
La fiscalización de los tanques en Punta Colorada es la “prueba de fuego” de que el proyecto VMOS avanza a paso firme. En un sector acostumbrado a los anuncios de largo plazo, ver el acero levantándose en la costa de Río Negro es la señal que los inversores necesitan para confirmar que Argentina está construyendo su salida definitiva al mercado global. La logística ya no es una promesa; está tomando forma en el Km 171 y en Punta Colorada simultáneamente.
El sector minero argentino cerró un ciclo 2025 sin precedentes, alcanzando un máximo histórico en sus niveles de exportación. Impulsado principalmente por el despegue vertical del litio y la solidez de los proyectos de metales preciosos, el sector no solo inyectó divisas críticas al Banco Central, sino que consolidó una base de más de 40.000 puestos de trabajo directos, con salarios que se posicionan entre los más competitivos del sector privado nacional.
El litio como actor de reparto principal
Si bien el oro y la plata mantienen su relevancia en la balanza, el salto cuantitativo del último año se explica por la entrada en fase comercial de nuevos proyectos de litio en el NOA. La demanda global de minerales para la transición energética ha permitido que Argentina duplique sus volúmenes de exportación de carbonato de litio, posicionando al país como un proveedor estratégico en la cadena de suministros de baterías a nivel mundial.
Impacto real en las provincias
El récord de exportaciones tiene un correlato directo en el desarrollo regional. Las provincias mineras han visto un incremento sustancial en la recaudación por regalías y fondos de infraestructura. Además, el sector destaca por su efecto multiplicador: por cada empleo directo en mina, se estima la creación de tres puestos indirectos en la cadena de proveedores locales, desde logística hasta servicios de ingeniería especializada.
Inversiones en la gatera
El éxito exportador de 2025 actúa como un imán para nuevos capitales. Actualmente, el foco de los inversores internacionales está puesto en los megaproyectos de cobre en San Juan y Catamarca, que prometen triplicar las cifras actuales una vez que entren en operación. La estabilidad en las reglas de juego y el potencial geológico ubican a la Argentina como el segundo destino más atractivo para la exploración minera en América Latina.
La Visión de Runrún Energético:
La minería ya no es una promesa; es el segundo motor de divisas de la Argentina después del agro. En un portal energético, este récord es clave porque la transición hacia energías limpias es, ante todo, una transición hacia los minerales. Sin el litio y el cobre que estamos exportando hoy, no hay futuro eléctrico posible. El desafío ahora es sostener este ritmo de inversión para que el récord de 2025 sea solo el piso de la próxima década.
El actual modelo de crecimiento económico argentino, apalancado en la energía y la minería, enfrenta un desafío que va más allá de los yacimientos: la eficiencia de sus nodos de salida. Según un análisis publicado en Transport & Cargo, la competitividad de las exportaciones nacionales depende de una modernización urgente del sistema portuario, donde la calidad de la información estratégica es tan crítica como el dragado de los canales.
La información como activo estratégico
Más allá de los muelles y las grúas, el sector portuario requiere de datos confiables y series estadísticas precisas para atraer inversiones de largo plazo. En un sistema donde conviven 29 puertos públicos y más de 65 terminales privadas, la coordinación de la información es el “cuello de botella” invisible. Sin una base de datos unificada, la planificación logística para sectores de escala global como Vaca Muerta se vuelve ineficiente.
Dependencia del sistema fluvial y marítimo
Con el 90% de las cargas argentinas movilizándose por vía acuática, la Hidrovía Paraná-Paraguay y los puertos del litoral marítimo son el sistema circulatorio de la economía. El análisis destaca que no se trata solo de construir nuevas terminales, sino de optimizar los organismos de control y gestión para que actúen como facilitadores del comercio exterior, reduciendo los tiempos de espera y los costos operativos.
El rol de los puertos en el plan exportador
La infraestructura portuaria es la que finalmente valida el potencial de los recursos naturales. El salto exportador que proyecta la minería y el petróleo para el bienio 2026-2027 solo será sostenible si los puertos logran integrarse a una estrategia nacional de logística. La profesionalización de la gestión y la transparencia en los datos son los pilares para que los nodos logísticos dejen de ser un costo y pasen a ser una ventaja competitiva en el mercado global.
La Visión de Runrún Energético:
Coincidimos plenamente con la mirada de Soldatich: la infraestructura física es solo la mitad del trabajo. En un mundo digital, la “logística inteligente” basada en datos es lo que diferencia a un puerto eficiente de uno obsoleto. Para que el Runrún de las inversiones se transforme en divisas reales, necesitamos que nuestros puertos hablen el mismo idioma que los mercados internacionales: el de la previsibilidad y la eficiencia técnica.
En el marco del debate por la Modernización Laboral, el Gobierno ha puesto sobre la mesa el Régimen de Incentivo para Medianas Inversiones (RIMI). Este esquema, diseñado como un “traje a medida” para las PyMEs que no alcanzan los u$s 200 millones del RIGI, busca que las empresas de servicios petroleros y mineros puedan actualizar su equipamiento con beneficios fiscales similares a los de los grandes operadores.
Escalas accesibles para el sector servicios
A diferencia del régimen para grandes proyectos, el RIMI establece umbrales de inversión mucho más bajos: desde u$s 150.000 para microempresas hasta u$s 9.000.000 para medianas empresas de tramo 2. Esto permitiría que una PyME de servicios en Añelo o una perforadora en la Puna pueda importar maquinaria o ampliar sus talleres con amortización acelerada de ganancias y devolución anticipada de IVA en un plazo de tres meses.
La cláusula de la caja fiscal
A pesar del entusiasmo del sector privado, la puesta en marcha del RIMI no es automática. El proyecto delega en el Ministerio de Economía la facultad de activar el régimen dependiendo del cumplimiento de las metas fiscales. Esta “cláusula de discrecionalidad” es mirada con cautela por las cámaras empresariales, que reclaman previsibilidad para activar planes de inversión que hoy están en stand-by.
El derrame obligatorio del 20%
Mientras el RIMI se define en el Congreso, el RIGI ya vigente está traccionando a las PyMEs a través del “Plan de Desarrollo de Proveedores Locales”. Los grandes proyectos están obligados a destinar al menos el 20% de su inversión a empresas nacionales. Casos recientes, como el de la mina de oro Gualcamayo, han elevado esa vara comprometiendo hasta un 69% de gasto local, lo que demuestra que el ecosistema de proveedores está listo para crecer si se le dan las herramientas financieras adecuadas.
La Visión de Runrún Energético:
El RIMI es la pieza que falta para que el “boom” de Vaca Muerta y la minería no sea solo un fenómeno de grandes multinacionales. Para que el crecimiento sea sostenible, necesitamos PyMEs robustas y tecnificadas. El RIMI no debe ser una promesa supeditada a la caja del mes, sino una política de Estado que permita que el taller de la esquina de la cuenca se convierta en una empresa de clase mundial. Sin proveedores fuertes, el RIGI es solo la mitad del éxito.
En un escenario global marcado por tensiones geopolíticas persistentes, el mercado del petróleo parece haber encontrado un equilibrio. Según el consultor Luis Bolomo en diálogo con Canal E, no se proyectan saltos significativos en la cotización del barril en el corto plazo.
Esta estabilidad, lejos de ser un estancamiento, representa una ventana de previsibilidad fundamental para países productores emergentes como Argentina, que dependen de precios sostenidos para financiar sus planes de expansión en el shale.
La oferta no-OPEP como contrapeso
Uno de los factores que explica la ausencia de picos de precios, a pesar de los conflictos en Medio Oriente, es el aumento de la producción fuera de la órbita de la OPEP. El crecimiento de la oferta en Estados Unidos, Brasil y la propia Argentina está compensando los recortes de producción de los países árabes y Rusia. Este nuevo mapa del crudo mundial impide que los precios se disparen, manteniendo el barril en una banda que favorece tanto a consumidores como a inversores de largo plazo.
China y la desaceleración de la demanda
El “techo” de los precios también viene dado por la demanda. La economía china, el mayor importador de crudo del mundo, muestra signos de una transición más lenta pero firme hacia la eficiencia energética, lo que ha moderado su apetito por el petróleo. Sin el empuje voraz de las últimas décadas, el mercado global opera con una holgura que neutraliza los shocks de oferta que antes generaban crisis de precios inmediatas.
La oportunidad para Vaca Muerta
Para los operadores de la Cuenca Neuquina, la “paz de precios” es una buena noticia. Un barril estable permite ajustar los modelos de costos y negociar contratos de servicios con mayor claridad. Según Bolomo, la clave para Argentina en 2026 no será esperar un barril a u$s 100, sino continuar bajando el breakeven para ser competitivos incluso en escenarios de precios moderados, aprovechando que el crudo local ya es un activo valorado por su calidad y menores riesgos geopolíticos.
La Visión de Runrún Energético:
La estabilidad es el mejor aliado de la inversión productiva. Mientras el mundo se acomoda a un petróleo que no da sorpresas, Argentina tiene el camino despejado para terminar sus obras de infraestructura. No necesitamos un barril por las nubes; necesitamos un barril previsible que nos permita ejecutar el plan de exportación masiva que venimos anunciando. La cautela de Bolomo es, en realidad, una hoja de ruta para el crecimiento ordenado.
En un movimiento clave para garantizar la continuidad del suministro de combustibles en la región, Argentina y Paraguay acordaron extender hasta abril de 2027 la operatoria de alijo y trasbordo de hidrocarburos en el kilómetro 171 del río Paraná Guazú. Esta prórroga de 14 meses otorga previsibilidad a uno de los nodos logísticos más estratégicos de la Vía Navegable Troncal.
Un nodo estratégico para el Cono Sur El punto ubicado en el Km 171 es fundamental para que buques de gran calado puedan transferir carga a barcazas de menor porte que luego abastecen los mercados de Paraguay y el Litoral argentino. Sin esta zona de alijo habilitada, la estructura de costos logísticos sufriría un incremento significativo, afectando directamente el precio final de los combustibles en los países de la cuenca.
Estabilidad tras la negociación bilateral El acuerdo, formalizado tras intensas gestiones entre las cancillerías y autoridades portuarias de ambos países, busca evitar cuellos de botella en la navegación fluvial. La extensión del régimen permite a las empresas planificar sus contratos de transporte con mayor horizonte, blindando el sistema ante posibles contingencias operativas o cambios bruscos en las normativas aduaneras durante el próximo año.
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Impacto en el abastecimiento regional Para los operadores del sector, esta noticia es un alivio operativo. La continuidad de estas maniobras en el Paraná Guazú asegura que el flujo de hidrocarburos no se vea interrumpido, manteniendo la eficiencia de la Hidrovía como principal arteria de integración energética regional. Se espera que esta medida sea el preludio de nuevas mejoras tecnológicas en el monitoreo de cargas en dicho punto.
La Visión de Runrún Energético: La energía no es solo extracción; es transporte y logística. La prórroga en el Km 171 demuestra que, más allá de las discusiones tarifarias por el peaje de la Hidrovía, existe una voluntad técnica de ambos países por no frenar el motor energético del Mercosur. En Runrún celebramos la previsibilidad: en un mercado de márgenes ajustados, saber que el trasbordo está garantizado por los próximos 14 meses es una ventaja competitiva para toda la cadena.
YPF, la mayor empresa de energía de la Argentina, inició el proceso formal para desprenderse de su participación accionaria en Metrogas, una de las principales distribuidoras de gas del país. La compañía que preside Horacio Marín autorizó a mediados de enero al Citi —el banco que posee el mandato para liderar la operación de venta— a empezar a contactar a inversores interesados en el activo. Así lo confirmaron a EconoJournal tres fuentes privadas sin contacto entre sí. Consultados por este medio, desde Metrogas evitaron realizar comentarios.
El Citi incluso ya firmó acuerdos de confidencialidad (NDA’s por sus siglas en inglés) con algunos de esas empresas. Es la condición necesaria para acceder al data room de Metrogas y conocer las especificaciones de venta que pretende YPF. El objetivo de máxima es lograr que participe algún jugador internacional que no está presente en la Argentina. Se descuenta que, de base, habrá interés de players locales.
Un negocio con un horizonte despejado
YPF aspira a obtener más de US$ 600 millones por su participación del 70% en Metrogas. La petrolera bajo control estatal posee el 100% de las acciones Clase A de la distribuidora (que representan un 51% del capital social) y un 38,7% de las Clase B, que equivalen al 19% de la masa accionaria total.
La Revisión Quinquenal Tarifaria (RQT) para el período 2025-2030 que terminó el gobierno de Javier Milei a mediados del año pasado recompuso la situación económico-financiera de Metrogas, que durante años estuvo complicada por el atraso tarifario en que incurrieron las administraciones kirchneristas y por el impacto de las crisis cambiarias que enfrentó el país (la compañía tuvo que ‘purgar ‘ un crédito en dólares por casi US$ 250 millones tomado en 2017 que la tuvo al borde del quebranto a fines de la década pasada).
La distribuidora cuenta con un horizonte despejado por los próximos cinco años en cuanto a sus ingresos por tarifas. En parte por eso, su negocio se expresa hoy en celeste: las ventas anuales superan los US$ 800 millones y el EBITDA ronda los US$ 150 millones. Con más de 2,4 millones de usuarios —la distco que más clientes posee— y un 20% del mercado de gas residencial del país, su valor bursátil se ubica en torno a los 1100 millones de dólares.
“Con el riesgo país por debajo de los 500 puntos y un buen entorno de negocios es el momento indicado de lanzar el proceso de venta”, indicó una fuente que sigue de cerca la iniciativa. Es una operación que se espera desde hace años en el mercado porque, en rigor, según lo establecido por la Ley del Gas (24.076), una productora —en este caso la mayor como YPF— no puede tener el control mayoritario de una distribuidora. La petrolera bajo control estatal consiguió un waiver del Enargas cuando en noviembre de 2012 adquirió el 54% de Gas Argentino (GASA), la sociedad controlante de Metrogas que estaba en poder de la británica British Gas (BG).
La extensión de licencia de Metrogas
La Ley Bases autorizó a las licenciatarias del mercado regulado de gas natural —tanto transportistas como distribuidoras— a solicitar una extensión de sus contratos por 20 años. El Ministerio de Economía, que conduce Luis ‘Toto’ Caputo, ya avanzó con la firma de algunas prórrogas, como en el caso de TGS.
Sin embargo, el expediente de Metrogas tiene algunas particularidades que requieren de un aval especial de la Procuración del Tesoro. Una de ellas viene de larga data: en 2006, la BG inició un juicio en el Ciadi contra la Argentina por el incumplimiento de los contratos de concesión tras la salida de la Convertibilidad en 2001.
La empresa británica logró que el tribunal arbitral falle a su favor en 2011 por US$ 185 millones. La Argentina terminó pagando esa cifra unos años más tarde cuando la Justicia de EE.UU. confirmó en distintas instancias esa sentencia.
A raíz de eso, cuando la administración de Cambiemos realizó la Revisión Tarifaria Integral (RTI) para el período 2017-2022, el Ejecutivo negoció con Metrogas que incluya en su plan de inversiones un paquete de obras obligatorias por un monto equivalente al que BG obtuvo en el Ciadi.
Marín, presidente y CEO de YPF, quiere concretar la venta de Metrogas para concentrar su inversión en Vaca Muerta.
La situación se volvió a complejizar cuando el gobierno de Alberto Fernández volvió a incumplir los esquemas tarifarios que se habían suscripto durante la gestión de Mauricio Macri y la cláusula del acuerdo con Metrogas que ‘cauterizó’ la herida del juicio de BG en el Ciadi devino en abstracta. De hecho, en 2022 el ex interventor del Enargas Federico Bernal habilitó a las distribuidoras a suspender sus programas de inversión con tal de no autorizar subas de tarifas.
La Procuración del Tesoro, a cargo de Santiago Castro Videla, debe ahora reencauzar un expediente con incumplimientos varios antes de autorizar la extensión de la licencia hasta 2047 (la concesión actual de Metrogas expira en 2027). Se espera que durante febrero el equipo de abogados de Procuración y de la Secretaría de Energía, que dirige María Tettamanti, terminen de ordenar la documentación correspondiente y firmen la prórroga. En YPF esperan ese hito formal para acelerar con el proceso de venta a cargo del Citi, pero en el mientras tanto decidieron avanzar y empezar a testear el interés del mercado por la distribuidora.
El vicepresidente J.D. Vance anunció la creación de una zona comercial preferencial para los minerales críticos.
El gobierno de los Estados Unidos anunció la creación de una zona comercial preferencial para minerales críticos. El anuncio corrió por cuenta del vicepresidente, J.D. Vance, y el secretario de Estado, Marco Rubio, quienes invitaron a los representantes de la Argentina y de otros 54 países presentes en una cumbre en Washington a confirmar su adhesión.
Como adelantó EconoJournal, 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, informaron Vance y Rubio en la cumbre de minerales críticos celebrada este miércoles en Washington.
«La administración Trump propone un mecanismo concreto para devolver el mercado mundial de minerales críticos a un estado más saludable y competitivo. Una zona comercial preferencial para minerales críticosprotegida de perturbaciones externas mediante precios mínimos exigibles«, dijo Vance.
En representación de la Argentina asistió el titular del Ministerio de Relaciones Exteriores, Pablo Quirno, acompañado por el secretario de Minería, Luis Lucero. Quirno mantuvo el martes un encuentro con el CEO de Glencore, Gary Nagle, la empresa detrás de los proyectos de cobre El Pachón, en San Juan, y MARA, en Catamarca.
«Ambos (proyectos) fueron presentados al RIGI y, en conjunto, sumarían una inversión cercana a los 14.000 millones de dólares, con un impacto decisivo en la producción, las exportaciones y la generación de empleo en nuestro país», publicó el canciller argentino en su cuenta de X.
Minerales críticos: zona prefrencial con precios mínimos
El secretario de Estado, Marco Rubio.
Los funcionarios explicaron que la intención de EE.UU. es conformar un bloque comercial con países aliados y socios para el comercio de minerales críticos, con precios mínimos o referencia para vehiculizar las inversiones.
«Para los miembros de la zona preferencial, estos precios de referencia funcionarán como un piso mantenido a través de tarifas ajustables para mantener la integridad de los precios. Queremos eliminar ese problema de personas que inundan nuestros mercados con minerales críticos baratos para socavar a nuestros productores nacionales», explicó el vicepresidente.
«Independientemente de la cantidad de material que fluya al mercado global, los precios dentro de la zona comercial preferencial se mantendrán constantes. Con el tiempo, nuestro objetivo dentro de esa zona es crear diversos centros de producción, condiciones de inversión estables y cadenas de suministro que sean inmunes al tipo de interrupciones externas», agregó en referencia a las prácticas de manipulación de precios en las commodities que China práctica según Washington.
Los funcionarios buscarán que las 50 delegaciones presentes confirmen su adhesión a esta área comercial. «La membresía será vital para las economías en desarrollo que buscan expandir la capacidad minera y será igual de importante para las economías avanzadas que dependen de estos materiales para sostener sus industrias avanzadas, su crecimiento y seguridad», marcó Vance.
«Si bien creemos que el mercado de Estados Unidos es lo suficientemente grande como para crear su propia zona crítica de comercio de minerales, todo este esfuerzo será más fuerte y mucho más competitivo si lo construimos juntos», cerró el vicepresidente.
El Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (MITECO) lanzó la consulta pública del primer proceso de subasta de energía eólica offshore en España, abriendo formalmente el camino hacia el despliegue competitivo de esta tecnología.
El borrador propuesto establece un modelo de contrato por diferencia (CfD) con entrega física, e incorpora variables adicionales como impacto ambiental, empleo y localización. En tanto que la consulta estará abierta hasta el 24 de febrero, permitiendo que empresas, asociaciones y administraciones puedan enviar observaciones que ayuden a definir los términos finales de la convocatoria.
“La licitación se centrará en la tecnología flotante”, indica el documento oficial, alineado con las características geográficas de los fondos marinos del país.
Este anuncio se produce más de un año después de la aprobación del marco jurídico para la eólica costa fuera, y pocos meses tras la publicación del Real Decreto 962/2024, que regula la producción de electricidad renovable en instalaciones marítimas. La medida completa el andamiaje legal necesario para que el país avance en la construcción de este nuevo mercado.
Europa cuenta actualmente con 37 GW de potencia offshore instalada, mayoritariamente con cimentación fija; y en el caso español, la Hoja de Ruta para el Desarrollo de la Eólica Marina fija un objetivo de entre 1 y 3 GW instalados hacia 2030, meta que dependerá directamente del ritmo de adjudicación de capacidad y de la ejecución de los proyectos en cola.
En paralelo, el gobierno ha puesto en marcha programas de apoyo clave como PORTS 5.0 y EOLMAR, gestionados por Puertos del Estado y el IDAE, y financiadas con fondos del Plan de Recuperación, Transformación y Resiliencia (PRTR) que movilizan más de 200 millones de euros para fomentar inversiones en innovación, digitalización portuaria, integración de energías renovables e infraestructuras logísticas adaptadas al offshore.
El programa busca adaptar muelles, explanadas y superficies operativas, mejorar servicios para su puesta en marcha y facilitar las operaciones de fabricación, ensamblaje e instalación.
Galicia ha sido una de las regiones más activas, exigiendo un calendario claro de subastas y una planificación eléctrica coherente con el cierre progresivo de centrales térmicas. Por su parte, Canarias se posiciona como territorio estratégico para la implementación de proyectos piloto, gracias a sus condiciones técnicas, alto coste del sistema eléctrico y experiencia previa en renovables.
En este contexto, el FES Iberia 2025 fue escenario de un llamado multisectorial a acelerar el despliegue regulatorio. Allí, Pablo Fernández Vila , director general de Planificación Energética y Minas de la Xunta de Galicia, declaró: «En Galicia, queremos participar en la primera subasta de energía eólica marina».
Mientras que,Alberto Hernández Suárez , director general de Energía del Gobierno de Canarias, señaló que la región aspira a liderar el desarrollo de la energía eólica offshore en España y exigió acciones inmediatas. Esta temática será un eje clave en la próxima edición, FES Iberia 2026, que tendrá lugar el 12 de febrero en Madrid, y ya cuenta con entradas disponibles.
Más de 40 proyectos en marcha: el ecosistema industrial ya se prepara para competir
Según un relevamiento de Energía Estratégica, más de 40 preproyectos de eólica marina están actualmente en tramitación en España, con una potencia acumulada superior a 20.000 MW. Esta cartera refleja el interés sostenido del ecosistema privado, que desde hace más de un año espera definiciones para avanzar en permisos, estudios de impacto y compromisos financieros.
Los proyectos se distribuyen a lo largo de las costas de Galicia, Canarias, Cataluña, Andalucía, Comunidad Valenciana y Baleares, y están promovidos por actores clave del sector como Iberdrola, BlueFloat Energy, Ocean Winds, Capital Energy, Greenalia, Naturgy, Cobra, Acciona, Saitec, Vestas, RWE y TotalEnergies, entre otros.
En Galicia, uno de los territorios con mayor proyección industrial, sobresale el proyecto Nordés, impulsado por Greenalia, con una potencia prevista de 540 MW frente a la costa norte. También han presentado solicitudes otras empresas como BlueFloat Energy y Capital Energy, con desarrollos en distintas zonas del litoral gallego.
Canarias concentra propuestas clave por su alto coste eléctrico, independencia del sistema peninsular y condiciones técnicas favorables. Allí destaca el parque Granadilla Offshore, de 240 MW, promovido por Naturgy y Cobra. Además, firmas como Plenitude (Eni), BlueFloat y Capital Energy han solicitado autorización para instalar plataformas flotantes en el archipiélago.
En la costa catalana, el Parque Tramuntana, desarrollado por BlueFloat y Cobra, se posiciona como uno de los proyectos más avanzados de todo el país, con una potencia estimada de 500 MW. Su ubicación y grado de madurez lo convierten en un candidato fuerte para participar en la primera subasta.
En Andalucía, Iberdrola ha registrado el proyecto Costa Afuera, aún en fases iniciales pero con fuerte interés estratégico por su cercanía a puertos industriales y acceso a red eléctrica.
La Comunidad Valenciana y Baleares también forman parte de la hoja de ruta del offshore nacional, con iniciativas presentadas por la alianza BlueFloat-Vestas, que busca desplegar tecnología flotante en ambos territorios, aprovechando su cercanía a nodos logísticos y zonas de alta demanda.
Por su parte, Capital Energy mantiene una estrategia territorial extensa, con solicitudes distribuidas en todo el arco norte y este del país, cubriendo desde el Cantábrico hasta el Mediterráneo.
Con la apertura oficial de la consulta pública, España pone en marcha el mecanismo esperado por toda la cadena de valor. Las reglas comienzan a delinearse. Las inversiones están listas. Y el reloj hacia la primera subasta de eólica marina en el país ya está en marcha.
La Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA) recibió ocho proyectos renovables en el vigente llamado del año del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER), correspondiente al cuarto trimestre de 2025.
Las iniciativas en conjunto suman 737,9 MW de potencia y solicitan prioridad de despacho, aunque la capacidad mínima solicitada por los proyectos alcanza los 551 MW, mientras que el máximo se eleva a 635 MW.
Los ocho proyectos se distribuyen en cinco solares (544 MW) y tres eólicos (193,9 MW). Las iniciativas fotovoltaicas se ubican en Buenos Aires, Corrientes, Formosa, Catamarca y San Juan, y solicitan un mínimo conjunto de 529 MW.
Por su parte, los tres parques eólicos compiten exclusivamente en la provincia de Buenos Aires, con potencias solicitadas que van de 22 a 91 MW, dentro del corredor Patagonia – PBA.
Sin embargo, el escenario técnico es complejo: el sistema de transporte eléctrico impone serias limitaciones para este llamado, ya que sólo 50 MW cuentan con disponibilidad plena para inyectar energía sin restricciones, ubicados exclusivamente en el corredor Misiones – NEA – Litoral, según el Anexo III publicado por CAMMESA.
Por ende, sólo dos proyectos compiten bajo el MATER Pleno, es decir, con prioridad de despacho efectiva e inmediata:
PS Aluar Abasto (24 MW), de la compañía Aluar, una de las mayores productoras de aluminio del país
El resto de la capacidad solicitada se encuentra sujeta a la modalidad de asignación Referencial “A”, un esquema que implica la posibilidad de hasta un 8% de curtailment (limitación de generación) hasta tanto se habiliten las obras de infraestructura necesarias, repartida de la siguiente manera.
Patagonia – Buenos Aires: 190 MW disponibles + 200 MW adicionales si los proyectos son solares.
Centro – Cuyo – NOA: sólo 32 MW adjudicables, exclusivamente para tecnología eólica.
Misiones – NEA – Litoral: hasta 475 MW con posibilidad de prioridad sin limitaciones, aunque sólo 50 MW de ellos son considerados sin restricciones.
MATER 360: obras de infraestructura en análisis
Entre los proyectos presentados se destacan dos parques solares que contemplan obras asociadas a infraestructura de transmisión y/o sistemas de almacenamiento de energía, bajo el esquema MATER 360. Ambas iniciativas pertenecen a la firma Genneia con 450 MW de potencia en conjunto y que se ubican en el corredor Centro – Cuyo – Noroeste Argentino:
PS Sol del Valle (300 MW): incluye la compensación Shunt Malvinas 132 kV, el reemplazo del capacitor serie en la ET Recreo, y la ampliación de la transformación en la ET La Rioja Sur 132/500 kV.
PS Tocota III (150 MW): abarca la adecuación de la ET Bauchaceta, la normalización de la LAT Calingasta–Rodeo y la incorporación de un sistema BESS (Battery Energy Storage System).
De este modo, la mayor generadora renovable del país repite la estrategia que ha implementado en anteriores convocatorias, sumando a su portafolio de más de 1500 MW proyectos de almacenamiento, obras de transmisión eléctrica y abastecimiento a grandes consumidores como data centers.
La convocatoria de CAMMESA cerró el pasado 16 de enero, y ahora se espera la definición de los posibles desempates para que, el próximo 13 de febrero, finalmente se anuncien los proyectos adjudicados.
Colombia puso en marcha una nueva subasta a largo plazo que modifica aspectos clave del diseño anterior, con el objetivo de corregir las dificultades que enfrentaron las convocatorias de 2019 y 2021. Entre los principales cambios se destacan la inclusión del almacenamiento como tecnología central, productos adaptados a los perfiles reales de generación y un horizonte de obligaciones extendido hasta 2035, lo que permite mayor bancabilidad y competitividad en los proyectos.
Álvaro Pérez Ramírez, Manager en AFRY, explicó que el nuevo mecanismo introduce mayor flexibilidad para los generadores y un diseño más complejo. La posibilidad de declarar curvas horarias reales, incorporar baterías y ampliar los plazos responde directamente a los cuellos de botella que enfrentaron los desarrollos anteriores, muchos de los cuales no llegaron a operar, principalmente por demoras en licencias, transmisión y cierre financiero.
“En Colombia, construir un proyecto renovable grande toma más tiempo del que se pensaba en las primeras subastas”, señaló Pérez Ramírez, en referencia a que las condiciones anteriores no contemplaban la madurez real del mercado local ni los tiempos regulatorios para la ejecución de obras de gran escala.
En ese sentido, los nuevos plazos permiten alinear los contratos con los ciclos reales de desarrollo, reduciendo el riesgo de penalizaciones y generando mayor confianza para actores internacionales.
La experiencia acumulada en los últimos siete años evidenció la necesidad de rediseñar el mecanismo, no solo para garantizar que los proyectos adjudicados se construyan, sino también para permitir una integración más eficiente al sistema.
El esquema anterior, con bloques planos de energía, ofrecía certezas a la demanda pero penalizaba tecnologías como la solar, cuyo perfil no es constante a lo largo del día. Ahora, los productos permiten declarar curvas reales de generación y se introducen opciones específicas como los híbridos solar + baterías, orientados a cubrir la demanda entre las 17:00 y las 21:00, uno de los momentos más críticos del sistema.
Esta diferenciación técnica también considera a los sistemas de almacenamiento como soluciones autónomas. Un proyecto de baterías stand-alone puede desplazar energía desde las horas más baratas hacia los picos de consumo, lo que no solo mejora la confiabilidad sino que también ayuda a reducir emisiones al reemplazar generación fósil en esas franjas horarias.
El nuevo esquema marca un punto de inflexión en el reconocimiento del almacenamiento como activo de confiabilidad del sistema, no solo como respaldo renovable.
“Se muestra una clara intención de que el almacenamiento con baterías se convierta en pieza central dentro del mix de generación”, remarcó el especialista de AFRY.
La publicación del decreto CREG 701 103 de 2025, que establece un marco para los Sistemas de Almacenamiento en Baterías (SAEB), fue un paso previo en esa dirección, aunque aún queda trabajo pendiente en términos de operación y servicios complementarios.
Entre los aspectos que aún deben afinarse, destaca la necesidad de una regulación clara sobre cómo despachar, valorar las desviaciones e integrar los sistemas de almacenamiento al mercado de servicios auxiliares. A esto se suma la persistente problemática en la ejecución de obras de transmisión, que sigue siendo uno de los principales riesgos estructurales del sector. Si estas infraestructuras no avanzan a tiempo, los proyectos podrían volver a quedar sin conexión, como ya ocurrió en ciclos anteriores.
En cuanto a las señales de precio, uno de los puntos técnicos más finos del diseño, Pérez Ramírez advirtió que los techos deben ser lo suficientemente flexibles como para permitir el ingreso de tecnologías como el almacenamiento.
Las baterías operan por arbitraje, cargando energía en momentos de bajo precio y entregándola en las horas más caras del día, que coinciden con las de mayor tensión para el sistema; por lo que limitar artificialmente los precios de esas horas podría neutralizar el incentivo económico de estas tecnologías y restringir su desarrollo.
A esto se suma un punto ineludible para garantizar la continuidad de la inversión: la estabilidad institucional. Sin reglas claras y sostenidas en el tiempo, incluso los mejores mecanismos pierden tracción.
“Si las reglas cambian cada pocos años, la inversión se retrae”, advirtió el ejecutivo.
La nueva subasta colombiana representa así un intento de aprendizaje institucional que busca consolidar un ecosistema de contratación eléctrica más robusto, previsible y alineado con los desafíos técnicos de la transición energética. Queda ahora por verse cómo responde el mercado ante esta mayor complejidad de productos y condiciones, y si la demanda mostrará el apetito necesario para acompañar la transformación.
La Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA) lanzó una convocatoria urgente para fomentar proyectos de energías limpias en América Latina y acelerar el financiamiento.
La iniciativa invita a desarrolladores y gobiernos a presentar propuestas de inversión antes del 1 de marzo de 2026, fecha límite para asegurar una prioridad de evaluación en la agenda multilateral, a fin que puedan ser catalizadores de cambio en la matriz energética regional, desde la solar y eólica hasta soluciones innovadoras de bioenergía y tecnologías de respaldo energético.
Mientras que los países elegibles son Argentina, Belice, Bolivia, Brasil, Chile, Colombia, Costa Rica, Cuba, Ecuador, El Salvador, Guatemala, Honduras, México, Nicaragua, Panamá, Paraguay, Perú, República Dominicana, Surinam, Uruguay y Venezuela.
¿Cómo aplicar? Para ser elegibles para el CIP, los proyectos deben superar la etapa conceptual y estar alineados con los Objetivos de Desarrollo Sostenible de las Naciones Unidas y las prioridades nacionales de acción climática.
En tanto que la plataforma ETAF se centra en proyectos de mediana a gran escala que requieren una inversión de capital significativa, lo que significa que dichas iniciativas deben haber completado estudios de viabilidad y demostrar su disponibilidad para recibir financiamiento.
El CIP es una iniciativa conjunta de IRENA, el Programa de las Naciones Unidas para el Desarrollo (PNUD) y Energía Sostenible para Todos (SEforALL), en colaboración con el Fondo Verde para el Clima (FVC). El CIP busca impulsar la movilización de capital y la inversión de impacto en energías renovables en países en desarrollo.
Requisitos de gasto de capital de al menos USD 25 millones para proyectos privados o asociaciones público-privadas (APP) y USD 10 millones para proyectos del sector público.
Un nivel de preparación que incluye un estudio de viabilidad completo, disponibilidad de la red, acuerdos de compra y preparación financiera.
Además, la convocatoria de IRENA coincide con un momento en que organismos como la Organización Latinoamericana de Energía (OLACDE) resaltan la importancia de la cooperación regional para alcanzar ambiciosos objetivos —como la iniciativa RELAC, que apunta a que el 70 % de la generación eléctrica provenga de renovables para 2030— y a multiplicar la capacidad solar en la región en las próximas décadas.
Quantum America llevará adelante el 23º Seminario Internacional de Regulación de Servicios Públicos y Cálculo de Tarifas del 13 al 17 de abril de 2026 en Foz de Iguazú, Brasil, una de las ciudades más relevantes del sur del país y destino turístico reconocido a nivel mundial por albergar las Cataratas del Iguazú, una de las siete maravillas naturales del mundo.
El encuentro se desarrollará en el JL Hotel by Bourbon y reunirá a profesionales, directivos y funcionarios del sector energético y de los servicios públicos de toda Latinoamérica, en una propuesta que combina formación técnica de alto nivel, intercambio regional y networking, en un entorno pensado para potenciar la experiencia integral de los participantes.
A lo largo de cinco jornadas, el seminario propone una experiencia inmersiva, diseñada para abordar los principales desafíos actuales de la regulación, el diseño tarifario y la transición energética en la región, integrando teoría, práctica y análisis comparado.
“Vivir una experiencia en el marco de una de las maravillas del mundo es parte del concepto del seminario. Es un espacio para aprender y hacer networking, conectar con la naturaleza y llevarse una experiencia vivencial junto a todos los asistentes”, explicó MarianaGaleotti, coordinadora general del evento, en diálogo con Energía Estratégica.
La elección de Foz de Iguazú responde a esta mirada integral: una ciudad estratégica por su ubicación en la triple frontera entre Brasil, Argentina y Paraguay, que combina infraestructura, conectividad regional y un entorno natural que favorece el intercambio y la construcción de vínculos profesionales.
Una agenda flexible, adaptada a cada perfil profesional
Con más de dos décadas de trayectoria, Quantum America ha desarrollado una sólida experiencia en formación ejecutiva, respaldada por la realización de 22 seminarios internacionales y la participación de más de 1.500 asistentes de Latinoamérica, a lo que se suman numerosas capacitaciones in company realizadas en la región.
“Además de brindar servicios de consultoría especializada en regulación y cálculo de tarifas, apostamos a la transferencia de conocimiento, formando profesionales y equipos técnicos que hoy participan de manera directa en los procesos regulatorios y tarifarios”, añadió Galeotti.
El seminario cuenta con 44 presentaciones en sesiones simultáneas, que serán dictadas por expositores con experiencia de más de 20 años en consultoría y como oradores en congresos internacionales.
A su vez, el programa académico se estructura en tres grandes ejes temáticos, que permiten un abordaje progresivo y flexible de los contenidos: Fundamentos Teóricos, Teoría Aplicada y Estado del Arte.
Uno de los diferenciales del evento es su formato modular, que permite a cada participante diseñar su propia agenda según el sector de interés -Electricidad, Gas Natural o Agua y Saneamiento- y el nivel de profundización requerido.
Este esquema brinda una inmersión equivalente a un programa ejecutivo de 30 horas, focalizado en regulación, tarifas, tendencias y soluciones aplicables al contexto latinoamericano.
“Necesitamos profesionales que sean abanderados del cambio. Es importante que quienes actúan en las empresas y organismos regulados se formen. Además, el fortalecimiento de las asociaciones de defensa de los consumidores que aporten su visión con conocimiento técnico al proceso regulatorio es esencial para permitir la existencia de un consumidor protagonista”, señaló FernandoDamonte, gerente general de Quantum America.
Además, Damonte agregó que “los participantes podrán adquirir un conocimiento transversal de toda la región para entender las mejores prácticas, tendencias y soluciones que se aplican en Latinoamérica y en el mundo, para luego implementarlas en su ámbito de actuación”.
“Este evento es ideal para quienes buscan mantenerse actualizados sobre los últimos avances en la regulación y desean conocer las mejores prácticas, ya que aporta un conocimiento en profundidad sobre aspectos clave de la regulación de los servicios públicos”, concluyó.
A quiénes está dirigido el seminario
El seminario está orientado a directores, gerentes y profesionales de empresas de Electricidad, Gas Natural, Agua y Saneamiento; funcionarios y equipos técnicos de entes reguladores; y profesionales —abogados, economistas, ingenieros, contadores y administradores— involucrados en la relación regulador–empresa–consumidor.
La agenda completa, el programa detallado y los costos de inscripción se encuentran disponibles en la página web oficial de Quantum America. Quienes se inscriban de parte de Energía Estratégica accederán a un descuento adicional durante todo el mes de febrero, presentando el código SEMINARIO26.
Para más información, los interesados pueden comunicarse vía WhatsApp al +54 9 351 205 2299 o escribir a mcgaleotti@quantumamerica.com o lferreyra@quantumamerica.com
Iberdrola y Norges Bank Investment Management han alcanzado los 1500 MW de capacidad renovable en operación a través de su alianza estratégica a largo plazo. Esta nueva aportación incluye las plantas fotovoltaicas de Caparacena (330 MW) y Ciudad Rodrigo (316 MW), situadas en Granada y Salamanca (España).
Al igual que en anteriores incorporaciones, Iberdrola mantendrá una participación mayoritaria del 51 % en estos activos.
Con estas aportaciones, las empresas siguen reforzando su sociedad de co-inversión de más de 2.000 millones de euros en España y Portugal. De hecho, se espera que en un futuro próximo se aporten a la empresa conjunta, creada en 2023 para acelerar la electrificación, activos que se encuentran actualmente en fase avanzada de construcción, centrándose inicialmente en la Península Ibérica, pero con potencial de expansión a otras zonas geográficas.
En concreto, Caparacena y Ciudad Rodrigo ya producen energía limpia para abastecer a más de 800.000 personas al año en las regiones de Granada y Salamanca, y contribuyen a evitar la emisión de 85.000 toneladas de CO2.
Norges Bank Investment Management gestiona activos por valor de alrededor de 1,7 billones de euros y tiene participaciones en más de 9.000 empresas de todo el mundo, lo que supone una media del 1,5% de todas las empresas cotizadas a nivel mundial y del 2,5% en toda Europa.
Norges Bank Investment Management es uno de los mayores accionistas de Iberdrola desde hace más de siete años, con una participación cercana al 3%. Aprovechando esta larga relación, Norges Bank Investment Management se ha asociado con Iberdrola para realizar su primera inversión directa en activos renovables en España.
Esta alianza reúne a dos líderes en su sector: Iberdrola, la mayor utility de Europa por capitalización bursátil, y Norges Bank Investment Management, uno de los mayores fondos soberanos del mundo. Juntos, refuerzan una alianza estratégica a largo plazo que podría expandirse a nuevas oportunidades renovables en otros mercados.
TGN (Transportadora de Gas del Norte S.A.) informa la designación de Horacio Pizarro como nuevo Director General, quien asumió el cargo a partir del 3 de febrero de 2026, en reemplazo de Daniel Ridelener.
Horacio Pizarro es Ingeniero Industrial egresado de la Universidad Católica Argentina (UCA) y cuenta con un Posgrado en Explotación de Yacimientos e Ingeniería de Reservorios del Instituto del Gas y del Petróleo de la Universidad de Buenos Aires (IGPUBA). Desde hace 25 años Horacio ha desempeñado diversos cargos en la Organización Techint, destacándose recientemente como Director Senior de Joint Ventures, Non Operated Assets & Midstream de Tecpetrol.
Por su parte, desde 1992 – año de la creación de TGN – Daniel Ridelener fue una pieza fundamental en el desarrollo de la compañía. Desde 2008 y hasta la actualidad se desempeñó como Director General, liderando la compañía a través de diversas circunstancias y dejando una huella profunda, no solo en los resultados alcanzados, sino también en su cultura y forma de trabajar día a día.
“Agradezco profundamente la gestión de Daniel Ridelener y el equipo que consolidó en TGN. Su liderazgo y visión sentaron las bases para la expansión de nuestro sistema de transporte. Nuestro compromiso es cuidar ese legado, profundizando la seguridad operativa, la eficiencia y los proyectos de crecimiento que acompañan el desarrollo energético del país”, dijo Horacio Pizarro, nuevo Director General de TGN.
“Horacio reúne las capacidades técnicas, de gestión y de liderazgo que TGN necesita para su próxima etapa. Me honra haber sido parte de TGN desde sus inicios y agradezco por todos estos años de trabajo junto a un gran equipo que trabaja todos los días para mover el gas que se consume en nuestro país y en países vecinos. Estoy convencido que TGN bajo la conducción de Horacio seguirá cumpliendo un rol clave en el desarrollo de nuestra industria”, destacó Daniel Ridelener.
La operación no implica un aumento en el nivel de endeudamiento ni una extensión de los plazos actuales
MSU Energy, la compañía del Grupo MSU del empresario Manuel Santos Uribelarrea, anunció que prevé realizar este miércoles una emisión de Obligaciones Negociables (ON) en el mercado local con el objetivo de fortalecer su estructura de capital a través de la precancelación de deuda bancaria. Según informó la compañía, la operación no implica un aumento en el nivel de endeudamiento ni una extensión de los plazos actuales, sino que apunta a una optimización del perfil financiero.
El capital de la emisión será amortizado en dos cuotas iguales, con vencimientos previstos para julio y octubre de 2027. La estrategia se apoya en el desempeño operativo y financiero de la empresa que viene mostrando flujos de fondos estables y previsibles, según precisaron desde la compañía a través de un comunicado difundido este martes.
Emisión de Obligaciones Negociables
La calificadora FIX SCR elevó recientemente la calificación crediticia de MSU Energy a AA-(arg), con perspectiva estable. La mejora fue atribuida a la solidez de su negocio consolidado y a una estructura financiera considerada robusta.
Se trata de una decisión que se alinea con la expansión estratégica del Grupo MSU en el mercado energético de la Argentina y que ocurre tras la reciente incorporación de la Hidroeléctrica El Chocón al portafolio del holding.
Operaciones de MSU Energy
MSU Energy opera centrales térmicas de ciclo combinado en General Rojo, Barker y Villa María, En conjunto, estas plantas suman una capacidad instalada total de 750 megavatios (MW).
La emisión de ON se enmarca en un escenario en el que las empresas del sector buscan alternativas de financiamiento en el mercado de capitales para reordenar pasivos y mejorar su perfil financiero, en un contexto de mayor atención al costo del capital y a la sostenibilidad de los flujos de ingresos, concluyeron desde la compañía.
Marco Lavagna, renunció la conducción del Indec este lunes disconforme por la decisión de frenar el nuevo índice.
La decisión oficial de no actualizar el Índice de Precios al Consumidor (IPC), que derivó este lunes en la renuncia del titular del Instituto Nacional de Estadística y Censos (Indec), Marco Lavagna, se explica fundamentalmente por los aumentos de tarifas de gas natural y electricidad previstos para este año y la mayor ponderación de este rubro en el nuevo indicador, lo que iba a dar como resultado una mayor inflación.
A partir de enero, el Indec comenzó a implementar una nueva fórmula para medir la suba de precios. El cambio sustancial, ahora frenado, consistió en la utilización de una nueva canasta de consumo surgida de la Encuesta Nacional de Gastos de los Hogares (ENGHo) del 2017-2018 en reemplazo del relevamiento de 2004.
En la nueva canasta, la ponderación asignada a “Vivienda, Agua, Electricidad y otros combustibles” pasaba de 9,4 a 14,5 por ciento. A su vez, el subrubro “Electricidad, gas y otros combustibles” aportaba 5,9 puntos porcentuales, mientras que, en el esquema que se venía aplicando representa entre 2,54 y 3,74 puntos porcentuales según la región.
Es decir, las tarifas de los servicios públicos iban a tener un mayor peso en el índice, justo cuando el gobierno comenzó a autorizar subas más significativas luego de un año en el que se le puso un freno relativo a ese ajuste durante el segundo semestre por razones electorales, tal como informó EconoJournal.
Aumentos tarifarios previstos para este año
El gobierno informó el viernes que la tarifa de gas natural iba a subir 16,86% en promedio a nivel nacional por una combinación de factores que incluyen la cuota mensual de la Revisión Quinquenal Tarifaria que se acordó con las distribuidoras, la aplicación de la formula IPC+IPIM para que las tarifas no pierdan valor en términos reales, la puesta en marcha del nuevo esquema de subsidios y la fijación de un nuevo precio del gas fijo para todo el año destinado a reducir el impacto estacional.
En el caso de la electricidad, EconoJournal informó el viernes que el gobierno autorizó a partir de febrero una suba del precio mayorista de 21% por la actualización del tipo de cambio de referencia y por la decisión política de poner fin al atraso que se acumuló durante el segundo semestre del año pasado cuando se utilizó esta variable como un amortiguador para evitar un mayor aumento de tarifas durante la campaña electoral.
En febrero el impacto de esa suba está concentrado fundamentalmente en el 40% de los usuarios que no perciben subsidios –los ex N1– con subas superiores al 10% en la factura final. Para el otro 60% que recibe subsidio –los ex N2 y la gran mayoría de los N3–, en el corto plazo ese mayor ajuste no se va a notar porque el gobierno incrementó excepcionalmente la bonificación que reciben con el objetivo de suavizar la transición entre el viejo régimen de segmentación y el actual. Esa bonificación arrancó en enero en el 75% del precio mayorista de la electricidad, pero se va a ir reduciendo mes a mes hasta quedar en 50% a fin de año.
Al incremento en el precio mayorista, se le suma, al igual que en el gas natural, la aplicación de la formula IPC+IPIM para que las tarifas no pierdan valor en términos reales y la cuota mensual de la Revisión Quinquenal Tarifaria que se acordó con Edenor y Edesur, las dos distribuidoras que permanecen bajo jurisdicción nacional. A esas compañías se les autorizó una recomposición del Valor Agregado de Distribución, pero el gobierno se los otorga en 30 cuotas mensuales consecutivas hasta octubre de 2027.
Por todas estas razones, la suba de tarifas va a terminar promediando este año un incremento mensual superior al de la inflación, aumento que con la nueva canasta de gastos iba a tener una ponderación mayor dentro del IPC.
El ministro de Economía, Luis Caputo, aseguró este martes que, si se hubiera seguido adelante con el cambio de la canasta, el IPC de enero no iba a dar más sino “una décima menos”. Algunas fuentes desmienten ese dato, pero, aunque eso fuera cierto, el mayor impacto de las tarifas no se preveía para enero sino, como se remarcó, a partir de febrero.
El ministro Caputo posteó este martes que la inflación iba a dar más baja en enero con el nuevo índice.
Además, si bien es cierto que el trazo grueso del aumento tarifario ya se concretó, porque el gobierno redujo de 1,5% a 0,65% del PBI los subsidios energéticos entre 2023 y 2025, el compromiso oficial es llevar ese porcentaje a 0,5% este año y ese esfuerzo adicional de la población –vinculado sobre todo a la sintonía fina del ajuste—es lo que se busca disimular manteniendo el viejo IPC.
En una operación que redefine el mapa de poder en la cuenca neuquina, Vista Energy anunció la adquisición de las participaciones de la noruega Equinor en los bloques estratégicos Bandurria Sur y Bajo del Toro. La transacción, valorada en un neto de u$s 712 millones (entre efectivo y acciones), marca un punto de inflexión tanto para la compañía de Miguel Galuccio como para la estrategia energética nacional.
La consolidación de un gigante independiente: Con este movimiento, Vista suma 22.000 barriles diarios a su producción y se encamina firmemente hacia su meta de 150.000 boe/d para 2026. Tras la reconfiguración de participaciones con YPF, Vista queda con el 25,1% de Bandurria Sur y el 35% de Bajo del Toro, consolidándose como el operador privado con mayor inventario de alta calidad en el “corazón” de la formación.
Equinor: Apuesta total al Mar Argentino La salida de Vaca Muerta no implica un abandono del país por parte de Equinor, sino una especialización radical. La compañía noruega ha decidido concentrar el 100% de sus cañones técnicos y financieros en el offshore. Tras los resultados de Argerich-1, la firma busca liderar la exploración en las cuencas de aguas profundas, donde su experiencia global le otorga una ventaja competitiva única.
Confianza en el mercado local: El acuerdo incluye un componente de pago en acciones (ADS) de Vista, lo que demuestra que Equinor mantiene su confianza en el valor del subsuelo argentino, aunque bajo un modelo de participación indirecta. Esta rotación de activos es vista por el mercado como una señal de madurez de Vaca Muerta, donde las “majors” dejan paso a operadoras de nicho más ágiles para acelerar el desarrollo.
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Esta operación es un “ganar-ganar” para el sistema. Por un lado, Vista inyecta la velocidad y el capital de una operadora enfocada puramente en el shale para batir récords de producción. Por otro, Equinor libera recursos para la frontera más ambiciosa: el offshore. En Runrún creemos que este recambio de piezas es el motor que necesitaba la industria para asegurar, simultáneamente, el superávit petrolero actual y la soberanía energética de la próxima década en el Atlántico Sur.
La implementación de Inteligencia Artificial (IA) y análisis de datos en tiempo real ha dejado de ser una innovación experimental para convertirse en el estándar operativo de las principales operadoras en la cuenca neuquina. Esta “revolución silenciosa” está permitiendo optimizar desde la perforación hasta el mantenimiento preventivo, logrando hitos impensados hace apenas dos años.
Récords en tiempo real: Gracias al uso de IA en la toma de decisiones durante la perforación, operadoras como YPF han logrado marcas históricas, alcanzando los 1.747 metros de rama horizontal en solo 24 horas. Estos algoritmos permiten corregir la trayectoria de la mecha “segundo a segundo”, maximizando el contacto con la roca productiva.
Ahorro operativo: El mantenimiento predictivo basado en modelos de aprendizaje automático está reduciendo los costos de OPEX en un 20%. Al anticipar fallas en bombas y válvulas críticas, las empresas evitan paradas no programadas que suelen costar millones de dólares en lucro cesante.
El desafío de los datos: Si bien la tecnología está disponible, el gran reto para 2026 sigue siendo la integración de datos. El 47% de los líderes del sector coincide en que la “limpieza” y normalización de la información proveniente del campo es el paso necesario para que la IA despliegue todo su potencial en la optimización del flowback.
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En Runrún celebramos que la tecnología sea la aliada principal para bajar el breakeven de nuestros proyectos. La IA no viene a reemplazar el conocimiento del ingeniero de reservorios, sino a potenciarlo, permitiendo que Vaca Muerta compita de igual a igual con los mejores yacimientos del mundo. El dato es el nuevo petróleo, y saber interpretarlo con algoritmos avanzados es lo que nos dará la ventaja competitiva en los mercados globales.
La Asociación de Productores Argentinos en Venezuela (APAV), presidida por Patricio Passet, manifestó su firme apoyo al proyecto de Reforma Parcial de la Ley Orgánica de Hidrocarburos que se debate en el país caribeño. Para la entidad, que nuclea a más de 70 inversores argentinos, este cambio normativo es una pieza fundamental para dotar de previsibilidad al sector y atraer capitales privados internacionales.
Un puente de inversión consolidado: La APAV no es un actor nuevo; desde su creación en agosto de 2023, ha servido como el principal nexo para capitales argentinos que ya han volcado más de u$s 1.000 millones en suelo venezolano. Si bien su ADN es fuertemente petrolero, la asociación también impulsa proyectos ambiciosos en el sector agroindustrial (con el objetivo de desarrollar 300.000 hectáreas de cultivos) y en tecnología financiera.
Claves de la reforma: El respaldo de los empresarios argentinos se centra en la apertura que propone la nueva ley hacia la participación privada.
Según el comunicado de la APAV, la reforma permitirá:
Fortalecer toda la cadena productiva, desde el upstream hasta los servicios. Mejorar la competitividad de los hidrocarburos regionales frente a un mercado global exigente. Superar modelos rentistas para avanzar hacia un esquema de eficiencia operativa y sostenibilidad.
Cooperación bilateral: Bajo el lema “Hermanados por la producción”, la APAV mantiene una política de alineación productivista, trabajando estrechamente con los ministerios técnicos para garantizar que la experiencia técnica argentina (especialmente la adquirida en desarrollos como Vaca Muerta) pueda ser aplicada para revitalizar los yacimientos maduros y el potencial de gas en Venezuela.
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Es inspirador ver cómo el know-how argentino traspasa fronteras. La labor de la APAV demuestra que, más allá de las coyunturas políticas, la energía es el lenguaje común que permite la integración real. Que nuestros productores lideren la opinión sobre reformas legales en otros países habla del alto nivel de respeto que ha ganado la ingeniería y el empresariado energético argentino en la región.
El ADR de YPF en la Bolsa de Nueva York muestra una recuperación que ha captado la atención de los principales analistas de renta variable. Tras un cierre de 2025 sólido, bancos de la talla de JP Morgan y Morgan Stanley han actualizado sus proyecciones para la petrolera argentina, fundamentadas en la exitosa ejecución de su plan estratégico “4×4” y la mejora sustancial en sus ratios de eficiencia.
Balance saneado: El mercado internacional valora positivamente el avance del Proyecto Andes. Al desprenderse de bloques maduros de baja rentabilidad, YPF ha logrado “limpiar” su balance y concentrar su flujo de caja en los activos de alto margen en Vaca Muerta.
Infraestructura como driver: Los inversores en Wall Street miran con optimismo el avance de dos proyectos críticos: el Oleoducto Vaca Muerta Sur y la planta de Argentina LNG. Estos desarrollos son vistos como las “llaves” que permitirán multiplicar la capacidad exportadora y, por ende, la generación de divisas genuinas de la compañía.
Confianza externa: La relación deuda neta/EBITDA de la empresa se mantiene en niveles históricamente saludables, lo que ha permitido que YPF actúe como punta de lanza para el regreso de otros activos energéticos argentinos al radar de los fondos de inversión globales.
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Que YPF recupere su atractivo en los mercados internacionales no es casualidad; es el resultado de una gestión técnica que priorizó la rentabilidad y el foco operativo. Un YPF fuerte en Wall Street es un imán de inversiones para todo el sector energético nacional. Estamos ante un círculo virtuoso donde la eficiencia en el campo se traduce en valor bursátil, permitiendo financiar los grandes proyectos de infraestructura que el país necesita para ser una potencia exportadora.
La salida de Raízen del mercado argentino ha entrado en su etapa de definiciones. Presionada por la necesidad de liquidez de su casa matriz, la licenciataria de la marca Shell busca cerrar este mes el traspaso de su operación local, que incluye la emblemática refinería de Dock Sud y una red de más de 700 estaciones de servicio. La cifra de la transacción se estima en torno a los u$s 1.900 millones.
Los nombres en danza Tras la salida de Trafigura de la competencia, la lista de candidatos se ha reducido a tres grupos con perfiles bien distintos pero con gran capacidad financiera:
Vitol: El gigante suizo, mayor trader de petróleo del mundo, busca consolidar su presencia física en activos estratégicos de la región. Mercuria + José Luis Manzano: Una alianza de peso que combina capitales suizos con el expertise local de Integra Capital. Manzano, ya socio en Phoenix Global Resources, busca con esto cerrar el círculo entre la producción de crudo y la venta al surtidor.
CGC (Grupo Eurnekian): La compañía continúa firme en su intención de diversificar su cartera energética, sumando el downstream a su ya fuerte presencia en el upstream de la Cuenca Austral y Vaca Muerta.
Un activo estratégico en juego Lo que está en disputa no es solo una red de comercialización. Quien se quede con Raízen Argentina controlará una de las refinerías más eficientes del país y un negocio de lubricantes y combustibles de aviación con márgenes muy competitivos, en un mercado que tiende a la liberalización total de precios.
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La salida de Raízen, lejos de ser vista con pesimismo, representa una oportunidad de reconfiguración para el mercado de combustibles argentino. El interés de grupos internacionales como Vitol o de jugadores locales fuertes como Eurnekian y Manzano demuestra que los activos de infraestructura en el país siguen siendo altamente valorados. Sea quien sea el ganador, el recambio promete una nueva etapa de inversiones en modernización de estaciones y eficiencia logística.
La arquitectura exportadora de Vaca Muerta ha tomado una definición irreversible. A través de un reciente edicto de YPF para notificar a superficiarios, se confirmó que la traza del nuevo poliducto de líquidos asociado al proyecto de GNL se desarrollará íntegramente por territorio rionegrino, dejando finalmente a Bahía Blanca fuera del mapa de esta inversión estratégica.
La ruta de los líquidos: El ducto tendrá una extensión de 570 kilómetros, conectando la zona de Meseta Buena Esperanza, en Neuquén, con el puerto de Punta Colorada (Sierra Grande). Esta infraestructura es crítica para el megaproyecto Argentina LNG, ya que permitirá transportar y procesar el propano, butano y gasolinas naturales que se separan del gas natural antes de su licuefacción para exportación.
Punta Colorada: El nuevo puerto energético Con esta decisión, la provincia de Río Negro se adjudica un “pleno” en materia de infraestructura energética. Punta Colorada no solo albergará la planta de GNL y el oleoducto Vaca Muerta Sur, sino que ahora suma la planta fraccionadora y las terminales portuarias para los líquidos del gas. El complejo se perfila como la salida más profunda y eficiente hacia los mercados internacionales.
Impacto en el sistema portuario: Mientras Bahía Blanca lamenta la pérdida de esta inversión, que se suma a la ya conocida relocalización de la planta de GNL, el sector energético celebra la simplificación logística. Al concentrar toda la infraestructura en un mismo nodo exportador, se reducen costos operativos y se acelera el “time-to-market” de los hidrocarburos no convencionales.
La Visión de Runrún Energético
Estamos asistiendo al nacimiento de un nuevo polo industrial en la Patagonia. La exclusión de Bahía Blanca no debe leerse como un desmedro de sus capacidades actuales, sino como la consolidación de una visión estratégica que busca eficiencia en aguas profundas. En Runrún creemos que Punta Colorada está llamada a ser para el siglo XXI lo que Bahía Blanca fue para el XX: la gran puerta de salida de la riqueza argentina al mundo.
La Autoridad Nacional de la Competencia (ANC) citará a los principales directivos de distribuidoras, transportistas y comercializadoras de gas en una movida que busca transparentar la formación de precios en el mercado interno. La investigación se dispara tras una denuncia del Gobierno de Santa Fe, que advierte que la industria local está pagando sobrecostos injustificados por el gas natural.
El “mix de cuencas” bajo la lupa: El nudo del conflicto radica en cómo se factura el gas. Según el ministro de Producción de Santa Fe, Gustavo Puccini, se les cobra a las industrias y estaciones de GNC un “mix” que incluye el gas importado de Bolivia (con precios de hasta u$s 10 por millón de BTU), cuando en la realidad física el 100% del fluido que llega a la provincia proviene de Vaca Muerta, cuyo costo de producción ronda los u$s 3,50.
Impacto en la competitividad: Esta distorsión genera un sobrecargo estimado de entre el 20% y el 40% en las facturas energéticas. Para Santa Fe, esto representa un golpe directo a la competitividad de más de 400 grandes industrias, que ven cómo provincias vecinas con otros esquemas de suministro acceden a energía mucho más barata, a pesar de estar conectadas a la misma red nacional.
La respuesta oficial: Desde el Ministerio de Desregulación y la Secretaría de Energía han tomado nota del reclamo, reconociendo que el sistema tarifario requiere un rediseño urgente. La audiencia informativa de la ANC será clave para determinar si existen fallas de competencia o si se trata de una inercia regulatoria que las empresas están aprovechando para sostener sus márgenes ante la caída del consumo.
La Visión de Runrún Energético
No podemos hablar de un país competitivo si le cobramos a nuestras fábricas gas importado mientras lo tenemos sobrando en Neuquén. En Runrún creemos que la transparencia es el primer paso para una verdadera desregulación.
Si Vaca Muerta es la solución, el beneficio debe llegar al usuario final de forma directa y no quedar atrapado en fórmulas de cálculo obsoletas. Esta investigación es una señal de que el “laissez-faire” energético también exige reglas claras de competencia.
Con la construcción del oleoducto Vaca Muerta Sur (VMOS) avanzando a paso firme, la industria ya no solo discute cómo extraer el recurso, sino cómo posicionar el “Vaca Muerta Light” en las refinerías más exigentes del planeta. El ducto, que conectará Neuquén con el puerto de aguas profundas en Punta Colorada, será la llave para despachar inicialmente hasta 500.000 barriles diarios.
Estados Unidos: El destino natural La Costa del Golfo en EE.UU. se perfila como el comprador principal. Sus refinerías de alta complejidad necesitan el crudo liviano argentino para balancear sus dietas de refinación. La cercanía logística y la calidad constante del shale oil neuquino le otorgan a Argentina una ventaja competitiva frente a otros proveedores de la cuenca atlántica.
La conquista del Sudeste Asiático: La gran novedad del VMOS es la capacidad de cargar buques VLCC (Very Large Crude Carriers) en Punta Colorada. Al poder utilizar estos supertanques, Argentina reduce drásticamente los costos de flete, permitiendo que el petróleo de Vaca Muerta llegue con precios competitivos a mercados distantes como India, China y Corea del Sur, hoy dominados por el crudo de Medio Oriente.
Seguridad energética para Europa: Europa, en su búsqueda constante por diversificar proveedores tras el rediseño del mapa energético global en 2022, ve en el Atlántico Sur un socio confiable y democrático. El VMOS ofrece la escala necesaria para que las operadoras argentinas firmen contratos de suministro a largo plazo con las principales energéticas europeas.
La Visión de Runrún Energético
El VMOS no es solo un caño; es un cambio de liga. Por primera vez en la historia, Argentina tiene la posibilidad de dejar de ser un exportador marginal para convertirse en un jugador de peso en el mercado global de hidrocarburos. En Runrún celebramos que la planificación ya no termine en la boca de pozo, sino en los puertos de destino. El éxito de Vaca Muerta se medirá por nuestra capacidad de hablar todos los idiomas del mercado energético mundial.
En un paso decisivo hacia la modernización del parque automotor argentino, YPF anunció la puesta en marcha de una nueva unidad de hidrotratamiento de naftas en su Complejo Industrial La Plata. Esta inversión permite reducir el contenido de azufre a menos de 10 partes por millón (ppm), alineando la producción nacional con las normativas internacionales Euro 5 y Euro 6.
Eficiencia y cuidado ambiental La reducción del azufre no es solo un avance técnico; es una necesidad ambiental. Los combustibles de alta pureza permiten que los sistemas de post-tratamiento de los vehículos modernos operen sin degradarse, reduciendo drásticamente las emisiones de material particulado y gases de efecto invernadero. Es la infraestructura necesaria para que la transición hacia vehículos más eficientes sea una realidad en nuestras calles.
Optimización para el crudo de Vaca Muerta La nueva unidad está diseñada para procesar el crudo liviano proveniente de la cuenca neuquina. Al adaptar su capacidad de refinación al shale oil, YPF no solo mejora la calidad del producto final, sino que aumenta la eficiencia energética de todo el proceso productivo, disminuyendo la huella de carbono de la propia operación industrial.
Independencia energética Con esta mejora tecnológica, Argentina garantiza el autoabastecimiento de combustibles de máxima calidad, evitando la necesidad de importar naftas premium durante los picos de demanda. Esto fortalece la posición estratégica de la compañía de bandera en un mercado que exige cada vez mayores estándares de sostenibilidad.
La Visión de Runrún Eléctrico
A menudo se piensa que la movilidad eléctrica y los combustibles líquidos son enemigos, pero en Runrún entendemos que la transición es un camino gradual. Que YPF invierta en naftas de ultra-bajo azufre es una gran noticia para la electrificación, porque prepara el terreno para motores híbridos más limpios y eficientes. La descarbonización empieza por mejorar lo que ya tenemos mientras construimos lo que vendrá.
En medio de una reestructuración de los cuadros de mando de las empresas públicas, el Gobierno Nacional oficializó el desembarco de Manuel Adorni en el directorio de YPF. La designación, que se produce en un contexto de tensiones judiciales por la conformación de la mesa de decisiones de la petrolera, busca fortalecer el puente directo entre la Casa Rosada y la estrategia corporativa de la compañía.
Gestión sin remuneración extra Un punto central de la resolución es que el actual vocero presidencial desempeñará sus funciones en la petrolera bajo la modalidad “ad honorem”. Esto implica que no percibirá los honorarios correspondientes a un director de una empresa que cotiza en bolsa, manteniendo exclusivamente su remuneración por su cargo en el Poder Ejecutivo.
Alineamiento estratégico La llegada de Adorni al piso 32 de la torre de Puerto Madero responde a la necesidad del Ejecutivo de tener una voz de máxima confianza en el seguimiento de los proyectos clave para 2026, como el avance del plan Argentina LNG y la desinversión en activos maduros. Se busca que la comunicación de la compañía esté en total sintonía con la narrativa de desregulación económica que impulsa el Gobierno.
Contexto de conflicto judicial El nombramiento no está exento de polémica, ya que ocurre mientras persisten reclamos judiciales por la legitimidad de ciertas designaciones previas y la representación de las acciones del Estado. No obstante, desde YPF aseguran que el quórum y la legalidad del directorio están garantizados para continuar con el plan de inversiones récord previsto para este año.
La Visión de Runrún Energético
La presencia de perfiles de alta visibilidad política en el directorio de YPF no es una novedad, pero el carácter ad honorem busca enviar un mensaje de austeridad en un momento de sensibilidad social. Para el mercado, el desafío será equilibrar este alineamiento político con la autonomía técnica que una empresa que cotiza en Wall Street requiere. Lo que es innegable es que la mesa de YPF hoy tiene una conexión directa y sin escalas con el despacho presidencial.
El Ministerio de Energía de Chile inició la consulta pública de la actualización de la Estrategia Nacional de Hidrógeno Verde 2026-2030. A seis años del lanzamiento del documento original, la nueva propuesta reduce las metas de producción, ajusta al alza los costos proyectados y prioriza la consolidación de capacidades locales antes que la exportación masiva.
El cambio más relevante frente a la estrategia 2020 es la reformulación de los objetivos cuantificables. En lugar de los 25 GW de capacidad de electrólisis propuestos para 2030, ahora se proyecta producir entre 100 kt/año y 200 kt/año de hidrógeno verde equivalente para consumo interno al comienzo de la siguiente década, además de 300 a 700 kt/año al 2035 para exportación y alcanzar entre 2 y 3,5 millones de toneladas al 2050.
Es decir que en 2020, el éxito se medía en gigavatios, pero la administración saliente ha decidido cambiar la métrica, reemplazándola por hitos regulatorios y de infraestructura necesarios para habilitar la industria.
Mientras que a nivel de costos, se abandona la ambiciosa meta de 1,5 USD/kg, sino que ahora se estima menos de 4 USD/kg al 2030 y bajo los 2 USD recién hacia el año 2045 (600 USD/tonelada para el amoníaco verde).
El documento actualizado argumenta que consolidar el consumo local es «esencial para apalancar la exportación» y «reducir riesgos a partir de proyectos pequeños o medianos». La idea es utilizar a la industria nacional (minería, refinerías) como un laboratorio de pruebas y escala antes de lanzarse masivamente a los puertos internacionales.
Este ajuste de ambición responde al ritmo más lento del mercado global, la caída más moderada en los precios de electrolizadores y las dificultades para lograr economías de escala fuera de China que puedan reducir significativamente su costo.
De todos modos, el gobierno reconoce que el país encabeza las inversiones en hidrógeno verde en Latinoamérica, cumpliendo la meta de USD 5000 millones y de 5 GW de capacidad de electrólisis, contabilizando lo declarado por los proyectos de H2V en operación, construcción y aquellos presentados el Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental (SEIA), como también información de la Corporación de Bienes de Capital.
Derivados y demanda: el nuevo eje del desarrollo
Uno de los cambios más visibles es el protagonismo que adquieren los derivados del hidrógeno, como el amoníaco, metanol y e-fuels. De hecho, el documento incorpora el cambio de título oficial a “Estrategia Nacional de Hidrógeno Verde y Derivados”, reconociendo su rol fundamental para la viabilidad logística y comercial del sector.
Al mismo tiempo, el nuevo enfoque reposiciona la demanda interna como pilar de corto y mediano plazo. Frente al impulso exportador dominante en 2020, hoy se apuesta por generar condiciones para una industria local robusta, con aprendizajes técnicos, capital humano calificado y encadenamientos productivos, a fin de generar transferencia tecnológica necesaria para la etapa exportadora.
La actualización también fija hitos habilitantes al 2030, como la instalación de infraestructura logística portuaria, un sistema nacional de certificación, el uso de agua desalada o reciclada para la electrólisis y programas piloto en educación técnica. Estas medidas buscan asegurar que el despliegue sea sostenible en términos económicos, sociales y ambientales.
En paralelo, se proyectan inversiones de hasta 32 mil millones de dólares para 2035, y la creación de entre 36.000 y 85.000 empleos directos, impulsando no solo el crecimiento del sector, sino también la diversificación productiva en regiones clave como Magallanes y Antofagasta.
La consulta pública de esta estrategia está abierta hasta el 15 de febrero de 2026 en el sitio web del Ministerio de Energía (www.energia.gob.cl). En tanto que la versión final se publicará en marzo, incorporando los comentarios recibidos.
La Cámara Argentina de Energías Renovables (CADER) oficializará un cambio en su denominación para incluir explícitamente al almacenamiento entre sus objetivos estratégicos.
La entidad mantendrá su tradicional acrónimo, pero actualizará su estatuto para adoptar el nombre Cámara Argentina de Energías Renovables y Almacenamiento, reflejando así el creciente protagonismo de esta tecnología en el país.
“El storage en CADER tiene un rol, un comité y un lugar donde empujar sus requerimientos, sus propuestas y viabilizarlas. La idea de CADER es ser cada vez más federal, crecer en el número de socios y la incorporación del almacenamiento de forma activa”, manifestó Marcelo Álvarez, presidente de la Cámara, en diálogo con Energía Estratégica.
El rediseño llega en un momento clave para el sector. Tras el éxito de la licitación AlmaGBA, que adjudicó más de 700 MW de almacenamiento en el Área Metropolitana de Buenos Aires, el sector aguarda expectante el lanzamiento de una convocatoria orientada a replicar el modelo en otras regiones del país, bajo la denominación de AlmaSADI.
“Con la licitación AlmaSADI, habrá mucho movimiento en el sector de almacenamiento en Argentina durante 2026. Hay varios nodos donde poner storage es más barato que combustible diésel importado, es decir que se puede reemplazar generación forzada”, afirmó Álvarez.
“Ya hay una curva de aprendizaje de las baterías, bajaron los precios en forma exponencial, por lo que sumado a la posibilidad de reemplazar generación forzada y los eventuales cortes eléctricos, hace que el almacenamiento sea un paso indispensable para la gestión de fuentes variables”, añadió.
Y según anticipó este portal de noticias (ver nota), el nuevo proceso contempla una capacidad estimada de entre 500 y 600 MW de sistemas BESS, que se instalarán en nodos saturados conectados a líneas de 132 kV, especialmente en NOA, NEA y zonas de la Patagonia.
Aunque el marco regulatorio actual establece que la demanda sea quien contrate estos servicios, aún se discute si CAMMESA actuará como offtaker, lo que podría facilitar la adjudicación de los contratos, o si finalmente serán las distribuidoras quienes deban ocupar ese rol.
Reformas regulatorias, generación distribuida y nuevos instrumentos de financiamiento
Más allá del almacenamiento, CADER también impulsa una actualización del marco regulatorio para garantizar previsibilidad a largo plazo. El objetivo es darle continuidad a la Ley N° 27191, asegurando al menos estabilidad fiscal, y en lo posible, recuperar algunos de los incentivos que promovieron el despegue de las renovables en los últimos años.
“Para generar un clima de inversiones atractivo, se necesita una Argentina que en lo macro esté por debajo de los 500 puntos de riesgo país, ya que el mercado de capitales baja mucho comparado con lo que teníamos el año pasado, y da un mini clima de estabilidad”, sostuvo el presidente de CADER.
“Que haya una ley que diga que el Estado Nacional asegura 20 años de intangibilidad es suficientemente bueno desde el punto de vista de declaración de principios”, continuó.
En ese sentido, la Cámara promueve que estos principios sean incorporados en la futura Ley de Transición Energética, cuyo proyecto esperan que tome estado parlamentario en el primer semestre de 2026.
En paralelo, la generación distribuida se mantiene como una prioridad, especialmente en la articulación con provincias, a fin deremover barreras tanto de costos de transacción como de financiamiento, y replicar modelos que están funcionando bien, como el de Córdoba, la jurisdicción con mayor avance en la materia bajo la Ley N° 27424 con 1470 usuarios – generadores que suman 39 MW de capacidad (más del 30% a nivel país).
Asimismo, CADER proyecta acuerdos con el INTI y el Gobierno Nacional para establecer un sistema de certificación técnica en la generación distribuida, que garantice calidad en las instalaciones con respaldo de banca pública o privada.
Finalmente, la Cámara busca consolidarse como nodo de referencia técnica y financiera del sector, incluyendo el diseño de una “bolsa de proyectos” voluntaria, destinada a facilitar el encuentro entre desarrolladores e inversores, y servir como insumo para los gobiernos a la hora de identificar oportunidades.
“CADER se volvería un facilitador de esos procesos, poniendo foco en el financiamiento de corto, mediano y largo plazo”, concluyó Álvarez.
Sara Aagesen, vicepresidenta del Gobierno y ministra par la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, ha inaugurado esta mañana el 4º Día del Hidrógeno de Enagás, y ha anunciado que “en los próximos meses se presentará un anteproyecto de ley que abordará la trasposición del paquete europeo del hidrógeno, para crear un sistema nacional del hidrógeno y un nuevo mercado regulado, impulsar la demanda de hidrógeno y los gases renovables, reforzar la competitividad y, por supuesto, habilitar las herramientas necesarias para el desarrollo de la infraestructura”.
La vicepresidenta, tras recordar que hasta el momento se han puesto más de 3.000 millones de euros en ayudas al hidrógeno renovable, ha concretado que el Anteproyecto diseñará “un marco para ofrecer más visibilidad y más estabilidad, a medio y a largo plazo, al objeto de favorecer todas las inversiones y adaptar de forma progresiva los distintos mercados para la incorporación de estas nuevas moléculas verdes”.
Durante su intervención, Aagesen ha hecho otros anuncios, como el lanzamiento a pública audiencia de un real decreto con las bases reguladoras y la convocatoria para la concesión directa de un mínimo de 415 millones en ayudas para proyectos españoles que participen en de la próxima subasta del Banco Europeo del Hidrógeno, bajo el esquema comunitario de subastas como servicio. Estas ayudas se destinarán a la producción de hidrógeno, con un tercio reservado a proyectos que abastezcan al sector marítimo y la aviación.
También bajo el esquema de subastas como servicio, ha indicado que hoy inicia la fase de audiencia pública otro real decreto con las bases reguladoras para la concesión directa de un mínimo de 50 millones para proyectos que electrifiquen procesos de calor industrial o consuman directamente combustible renovable, en el ámbito la próxima subasta del Banco Europeo de Descarbonización Industrial.
Ambos reales decretos aprovechan fondos del Plan de Recuperación, Transformación y Resiliencia.
SOSTENIBILIDAD DEL HIDRÓGENO Y OTROS GASES RENOVABLES
Aagesen ha destacado la importancia de que la producción de hidrógeno y otros gases de origen renovable reúna las máximas garantías ambientales, y ha invitado a los asistentes a contribuir a la Consulta pública previa para la regulación del sistema nacional de verificación de la sostenibilidad y la reducción de las emisiones de CO2 de estos gases, que asimismo inicia hoy su audiencia pública.
Esta normativa, ligada al Proyecto de real decreto de impulso a la descarbonización del transporte y fomento de los combustibles renovables, actualmente en tramitación, creará un sistema de trazabilidad y certificación de los gases renovables que permitirá reducir costes de auditoría y verificación con relación a los regímenes voluntarios existentes, permitiendo que todo el sistema gasista español pueda ser considerado de forma integral –en el Tanque Virtual de Balance– y no de manera fraccionada.
La vicepresidenta, finalmente, ha apuntado que se ha remitido a los interesados la propuesta de resolución de los primeros concursos de capacidad de acceso a demanda a la red eléctrica, al objeto de que puedan hacer las alegaciones que consideren. Estos concursos, convocados el pasado mes de julio, permitirán la conexión de proyectos industriales muy relevantes, con varios ligados al hidrógeno de origen renovable.
Con más del 55% de los votos, Laura Fernández se convirtió en la primera mujer en liderar el Poder Ejecutivo de Costa Rica desde 1949. Su llegada a la presidencia abre una etapa que, para el sector energético, combina continuidad con una agenda renovada, orientada a la eficiencia, la modernización del sistema y el fortalecimiento de alianzas estratégicas.
Costa Rica cuenta con una de las matrices eléctricas más limpias del mundo. Más del 99% de su generación eléctrica proviene de fuentes renovables. El reto ya no es producir energía verde, sino gobernar mejor el sistema: hacerlo más competitivo, eficiente y capaz de responder al aumento sostenido de la demanda.
En este contexto, William Villalobos, CEO de Core Alliance, planteó que “la victoria de Laura Fernández abre un escenario de continuidad con ajustes relevantes en la política pública energética”, y añadió que el nuevo gobierno deberá “conducir un sistema más competitivo y preparado para una demanda creciente, sin perder eficiencia ni seguridad jurídica”.
En los últimos años, el país recuperó el dinamismo perdido tras una década de parálisis. El ICE relanzó licitaciones bajo la Ley 7200, cooperativas rurales accedieron a nuevos proyectos de generación y se concretaron inversiones en transmisión, subestaciones y sistemas de medición inteligente, con apoyo de banca multilateral. Este proceso permite a la nueva presidenta asumir con una base sólida, aunque con pendientes urgentes.
Modernización regulatoria, alianzas y nuevas tecnologías
El plan energético de Fernández se apoya en la reorganización del sistema de gobernanza. Propone reforzar el rol rector del MINAE, mejorar la coordinación institucional y elevar la calidad regulatoria. Esto incluye aplicar evaluaciones de impacto regulatorio previas y posteriores, prácticas habituales en otros sectores pero históricamente ausentes en el eléctrico.
La política tarifaria —competencia de la ARESEP— también podría verse influida por una visión más integral del Ejecutivo. Sin interferir en sus funciones, el nuevo gobierno busca impulsar mecanismos de colaboración que contribuyan a la eficiencia del sistema y a una mejor señal de precios.
En paralelo, las alianzas público-público y público-privadas ganarán protagonismo. Fernández ya ha destacado que la colaboración entre instituciones estatales, empresas municipales y actores privados será clave para sostener la competitividad. El modelo no implica reemplazar al Estado, sino permitir que el sector privado funcione como aliado estratégico.
En este esquema, cooperativas de electrificación rural, CNFL e ICE podrán trabajar con generadores independientes bajo contratos de compraventa de energía (PPA), en esquemas que garanticen energía segura, limpia y asequible para el usuario final.
El nuevo ciclo también contempla el impulso de tecnologías complementarias que refuercen la resiliencia del sistema: almacenamiento, biogás, biometano y valorización energética de residuos. Estas fuentes, además de diversificar la matriz, promueven una gestión circular de los recursos.
Reformas clave y clima de inversión
A nivel legislativo, el Ejecutivo espera retomar proyectos estratégicos que quedaron estancados: geotermia de baja y media entalpía, marco normativo para residuos valorizables y participación de cooperativas en el Mercado Eléctrico Regional (MER). También se anticipa una revisión técnica del proyecto de armonización del sector eléctrico, hoy criticado por su fragmentación.
Villalobos advirtió que “el texto actual presenta un exceso de soluciones parciales” y pidió “una discusión más acotada y técnicamente enfocada, que permita evitar distorsiones en el mercado y proteger la estabilidad financiera de las distribuidoras”. Desde su mirada, cualquier reforma debe ser gradual, basada en datos reales y diseñada para mantener la seguridad jurídica del sistema.
El fortalecimiento de la institucionalidad, junto con un clima de negocios en recuperación, proyecta una mayor atracción de capitales para nuevos proyectos. Muchas empresas eléctricas ya tienen identificado un pipeline de iniciativas listas para atender la expansión de la demanda, especialmente desde sectores electrointensivos.
“La búsqueda de mayor eficiencia, junto con un mejor manejo del sistema, permite anticipar un escenario positivo para el sector energético nacional”, concluyó Villalobos.
Con reglas claras, planificación técnica y apertura al diálogo, la nueva administración busca posicionar a Costa Rica no solo como referente en generación limpia, sino como un modelo de eficiencia operativa e innovación energética en la región.
El gobierno de Ecuador, a través del Ministerio de Ambiente y Energía (MAE), gestionó USD 500000 en cooperación técnica no reembolsable de la CAF – Banco de Desarrollo de América Latina y el Caribe – para el programa “Apoyo Integral a CELEC para la Expansión del Sistema Eléctrico”, que se ejecutará en 36 meses.
Los recursos se destinarán a fortalecer a CELEC EP, acelerar la expansión del Sistema Nacional de Transmisión y estructurar una cartera de proyectos eléctricos estratégicos listos para financiamiento futuro, cumpliendo estándares técnicos, ambientales y sociales internacionales. Esta planificación anticipada es clave frente a los desafíos estructurales del sistema, considerando que la demanda eléctrica del país crecerá hasta un 76 % hacia 2034.
La cooperación contempla la ejecución de estudios técnicos y socioambientales, análisis de alternativas de trazado, Estudios de Impacto Ambiental y Social (EIAS), así como estudios de ingeniería y perfiles financieros de proyectos prioritarios. Adicionalmente, se desarrollarán acciones de fortalecimiento institucional, orientadas a optimizar procesos, gestión y herramientas tecnológicas, y a destrabar cuellos de botella históricos del sistema eléctrico.
Como resultado, se espera una CELEC EP con mayor capacidad de gestión y ejecución, proyectos eléctricos listos para inversión, cumplimiento de cronogramas y estándares internacionales, y un aporte directo a la transición energética justa, en línea con los Objetivos de Desarrollo Sostenible, particularmente el ODS 7 (Energía asequible y no contaminante) y el ODS 13 (Acción por el clima).
De manera complementaria, la CAF otorgó al Ecuador USD 2 millones en cooperación técnica no reembolsable para el “Programa Integral de Fortalecimiento del Sector Aéreo”, enfocado en estudios de factibilidad, rehabilitación de infraestructura aeronáutica, adquisición de equipamiento y fortalecimiento del rol del Estado como planificador y regulador.
La suscripción de estas cooperaciones se realizó en el marco de un foro internacional desarrollado en Panamá, con la participación del Ministerio de Ambiente y Energía, y ratifica que las relaciones internacionales del Ecuador están generando resultados concretos, basados en confianza, credibilidad y una visión clara de desarrollo sostenible.
El Ministerio de Minas y Energía de Colombia expidió para comentarios el proyecto de resolución que reglamenta el programa ‘Colombia Solar’, una política que habilita la autogeneración de energía solar como alternativa al subsidio tradicional de electricidad para los hogares de estratos 1, 2 y 3 del Sistema Interconectado Nacional.
Con esta reglamentación, el Gobierno establece los instrumentos contractuales, técnicos y financieros para su implementación, así como las reglas de propiedad, operación y mantenimiento de la infraestructura solar, garantizando su sostenibilidad por un horizonte de hasta 25 años.
La medida también define criterios claros de focalización y priorización, con énfasis en pobreza multidimensional, pobreza energética y costos del servicio.
El programa Colombia Solar fue declarado Proyecto de Interés Nacional y Estratégico (PINES) y cuenta con viabilidad técnica, fiscal y presupuestal, consolidándose como una herramienta clave para avanzar en la Transición Energética Justa, mejorar el acceso a energía limpia y aliviar la carga del Fondo de Solidaridad para Subsidios y Redistribución de Ingresos.
“Con Colombia Solar estamos transformando el subsidio en autonomía energética, llevándole energía limpia y barata a los hogares que históricamente han pagado las tarifas más altas, sobre todo en la costa Caribe”, afirmó el ministro de Minas y Energía, EdwinPalma.
El jefe de la cartera explicó que esta política no solo democratiza el acceso a la energía solar, sino que también fortalece la sostenibilidad del sistema eléctrico. “Estamos cambiando el modelo: menos dependencia de subsidios permanentes y más capacidad instalada en los territorios, con transparencia y responsabilidad fiscal”, agregó.
Finalmente, Palma subrayó que el programa tiene un profundo sentido social y territorial.
“Colombia Solar es transición energética con justicia social. Es energía limpia para la gente, para los barrios y para las regiones que el mercado dejó atrás”, concluyó.
La Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA) lanzó el dossier“Almacenamiento en Chile: la navaja suiza de un sistema eléctrico en transformación”, un documento técnico-estratégico que consolida la visión de ACERA sobre el almacenamiento energético en Chile y su rol como habilitador clave de estabilidad sistémica, bancabilidad e inversión de largo plazo en un sistema con alta penetración renovable.
La publicación desarrolla cinco ejes centrales:
1. almacenamiento como activo sistémico (energía, suficiencia, flexibilidad, servicios complementarios y resiliencia);
2. impacto en la sostenibilidad financiera de proyectos renovables;
3. revisión de marco regulatorio, señales económicas y brechas;
4. casos reales y comparativos de performance; y
5. oportunidades de inversión, escalamiento e integración regional.
En un escenario donde los precios pueden deprimirse y aumentar los vertimientos, el almacenamiento emerge como herramienta para estabilizar flujos, reducir exposición a riesgos operacionales/comerciales y convertir energía intermitente en una oferta más gestionable.
En 2025, los recortes de generación eólica y solar alcanzaron 6.084 GWh (+8% vs. 2024), equivalentes al consumo anual de 2,3 millones de hogares, y cerca del 19% de la generación eólica y solar del año.
Asimismo, los sistemas BESS se convirtieron en una pieza clave para enfrentar las restricciones del sistema, de modo que Chile cuenta con 9 GW de proyectos de almacenamiento en operación, en construcción y en prueba; sumado a otros 27 GW de almacenamiento en proceso de desarrollo.
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.
“Estamos optimistas con lo que se pueda ver más adelante con el fruto de este almacenamiento. Veremos un mejor funcionamiento del sistema, menores congestiones, menores costos internos, y eso sin duda favorecerá un sector de generación eléctrica más competitivo y mejores precios para el cliente final”, manifestó tiempo atrás Sergio Del Campo, presidente de ACERA, en relación al storage.
“A pesar de que ingresaron los sistemas de almacenamiento, los recortes aumentaron, pero de no haber estado presentes, habrían sido mucho mayores”, remarcaron desde el gremio a mediados de enero del presente año.
El presidente de los Estados Unidos, Donald Trump, anunció este lunes el proyecto Vault, una iniciativa de US$ 12.000 millones para constituir una reserva estratégica de minerales críticos y tierras raras. El proyecto fue dado a conocer en la previa al encuentro en Washington en el que se presentará la iniciativa de establecer precios mínimos en el comercio internacional al que acudirán ministros del gobierno de Javier Milei.
La Casa Blanca confirmó que el proyecto Vault incluirá un préstamo gubernamental de largo plazo de US$ 10.000 millones a través del Banco de Exportación e Importación (EximBank) de EE.UU. para comprar y almacenar minerales para fabricantes de automóviles, empresas de tecnología y otros usuarios industriales.
El listado oficial de minerales críticos en los EE.UU. fue actualizado en noviembre e incluye minerales claves para la industria tecnológica y la transición energética como litio, cobre, uranio, plata, boro, plomo, carbón metalúrgico, fosfato, potasa y silicio.
Las tierras raras son 17 elementos químicos claves en las industrias de punta tecnológica, como la industria militar. No son elementos escasos en la naturaleza, pero China concentra más del 60% de la producción y el 90% de la capacidad de refinamiento y separación de tierras raras del mundo.
Blindar el suministro de minerales críticos para las industria en EE.UU.
La inciativa busca blindar a las industrias estadounidenses de potenciales acciones de China sobre el suministro de minerales críticos y tierras raras mientras se trabaja para crear nuevas cadenas de suministros que no esten controladas por Beijing.
El EximBank informó que aprobó un préstamo directo de hasta US$ 10.000 para el proyecto Vault, que proporciona financiamiento a largo plazo a una alianza entre fabricantes de equipos originales (OEM) y proveedores de capital del sector privado.
Entre los primeros indicios de participación de fabricantes de equipos originales se incluyen Clarios, GE Vernova, Western Digital y Boeing. Entre los proveedores que prestan servicios al proyecto Vault se incluyen Hartree Partners, Mercuria Americas y Traxys.
China estableció en 2025 un control temporal sobre las exportaciones de tierras raras pesadas que afectó el suministro para las industrias en Europa y EE.UU, sentando un precedente que explica la respuesta de Trump con el proyecto Vault.
Las tierras raras pesadas son un subgrupo de elementos químicos esenciales en la fabricación de imanes de alta temperatura, sistemas de defensa y tecnologías verdes. Son más raros y valiosos que las tierras raras convencionales y sus cadenas de suministro están muy concentradas en China.
Cumbre de minerales críticos en Washington, con presencia argentina
El Departamento de Estado recibirá el miércoles en Washington a ministros de la Argentina y de otros países en una cumbre sobre minerales críticos. El canciller Pablo Quirno confirmó su asistencia al encuentro. Según pudo saber EconoJournal, también estará presente el secretario de Minería, Luis Lucero.
La difusión del proyecto Vault anticipa algunas claves de lo que la administración Trump espera consensuar con países que considera aliados en la creación de cadenas de suministro de minerales críticos y tierras raras que sean independientes de China.
Trump habilitó a sus funcionarios a negociar mecanismos de fijación de precios e incluso precios mínimos en el comercio de estas materias primas. Un documento sobre el proyecto Vault circulado a la Casa Rosada menciona la posibilidad de establecer acuerdos de precios mínimos, según publicó shale24.
El subsecretario de Estado para Asuntos Económicos de Estados Unidos, Jacob Helberg, adelantó la semana pasada que esperan alcanzar algún acuerdo en materia de precios para promover inversiones en extracción y refinamiento de tierras raras.
Los precios mínimos para minerales críticos y tierras raras son precios sostén que el gobierno federal acuerda pagar a determinadas empresas para respaldar el repago de sus inversiones. Si al momento de vender su producción el precio en el mercado es inferior al precio mínimo, el gobierno federal pagará esa diferencia.
Vista Energy acordó la compra de los activos de Equinor en Vaca Muerta por un pago inicial neto de las cesiones a YPF de 712 millones de dólares. Como resultado de la operación, la empresa incorporaría una participación de 25,1 % en el bloque Bandurria Sur y de 35 % en Bajo del Toro, se comunicó.
La compañía acumula inversiones a la fecha por más de U$S 6.500 millones en Vaca Muerta, y este acuerdo se enmarca en la estrategia de crecimiento rentable que viene desplegando para el desarrollo de la formación, se indicó.
El acuerdo de compra establece que la transacción se pagará mediante una combinación de efectivo y acciones: U$S 387 millones en efectivo y 6.2 millones de ADS, que representan acciones Serie A, de Vista.
Además del pago inicial, el acuerdo contempla un pago adicional contingente, que Vista abonará en cinco cuotas anuales, y estará sujeto a la producción de los activos adquiridos y al precio internacional del petróleo, en la medida en que el Brent se encuentre por encima de los U$S 65/bbl y llegué a un tope de U$S 80/bbl.
La operación será financiada mediante una combinación de fondos propios y financiamiento bancario. El crédito será otorgado por un consorcio de bancos internacionales, encabezado por Santander, Citi e Itaú, por un monto a determinar de hasta U$S 600 millones, con un plazo de cuatro años.
Una vez completada la transacción, YPF pasará a tener una participación de 44,9 % en el bloque Bandurria Sur, mientras que Shell Argentina conservará el 30 % y Vista el 25,1 % restante. En el bloque Bajo del Toro, en tanto, YPF contará con una participación del 65 % y Vista con el 35 % restante. YPF continuará siendo el operador de ambos bloques.
La operación está sujeta al cumplimiento de una serie de condiciones precedentes. Entre ellas, la renuncia —o el no ejercicio— de los derechos de preferencia que poseen YPF y Shell Argentina sobre los bloques.
A la fecha de este anuncio, YPF ha suscrito la renuncia a sus derechos de preferencia sobre Bandurria Sur, sujeta a la renuncia o no ejercicio de los derechos de preferencia por parte de Shell Argentina, así como sobre Bajo del Toro.
En abril del año pasado, Vista concretó la adquisición del 50 % de La Amarga Chica, uno de los principales bloques de petróleo no convencional del país. Tras la operación, Vista se consolidó como el mayor productor independiente de crudo, y el principal exportador de petróleo de la Argentina.
Miguel Galuccio, presidente y CEO de Vista, señaló que “esta adquisición nos permite incorporar dos activos de primer nivel en Vaca Muerta, fortaleciendo aún más nuestra posición en la cuenca. Los bloques son ideales para complementar el portafolio de Vista, ya que aportan tanto reservas y producción básica como un amplio inventario de pozos de alta productividad listos para perforar y apuntalar nuestro crecimiento”.
Asimismo, destacó el trabajo conjunto que se viene realizando con YPF: “Estamos profundizando una experiencia de trabajo iniciada con la adquisición del 50 % de La Amarga Chica, donde ya alcanzamos importantes sinergias operativas. Compartimos una visión común: la clave para el desarrollo del shale pasa por ganar competitividad a partir de una mayor eficiencia y con la innovación como eje central”.
Vista espera concretar el cierre de la operación durante el segundo trimestre de 2026. Una vez completados los procesos legales en marcha y concretado el cierre de la transacción, Vista sumará aproximadamente 22.000 barriles equivalentes de petróleo por día, y llevará su producción total proyectada por encima de los 150.000 boe/d agregando, además, 54 millones de barriles equivalentes de reservas probadas.
También, incorporaría 27.730 acres netos en el epicentro de Vaca Muerta y un robusto inventario de pozos, reforzando su posicionamiento en las zonas más productivas de la formación, se indicó.
Se trata de activos que durante 2025 generaron un EBIDTA estimado en U$S 269 millones y que suman flujo de caja positivo desde 2026 en adelante, apuntalando de manera directa los objetivos anunciados de generación de caja de la compañía. La transacción profundizará el perfil exportador de Vista.
Bandurria Sur El bloque Bandurria Sur es una concesión de explotación de hidrocarburos no convencionales que abarca 56.464 acres en la ventana de petróleo de Vaca Muerta. Al 30 de septiembre de 2025, el bloque contaba con 195 pozos en producción. Asimismo, al 31 de diciembre de 2024, el bloque registraba 181 millones de barriles equivalentes de petróleo (MMboe) de reservas probadas (P1), según datos de la Secretaría de Energía de la Argentina, al 100 % de participación.
Durante el tercer trimestre de 2025, alcanzó una producción total de 81.285 barriles equivalentes de petróleo por día (boe/d), de los cuales 67.634 barriles por día fueron de petróleo, de acuerdo con la misma fuente. Vista estima que el bloque cuenta con un potencial remanente de 421 nuevas ubicaciones de pozos en su inventario (al 100 % de participación).
Bajo del Toro El bloque Bajo del Toro abarca 38.744 acres en la ventana de petróleo de Vaca Muerta. Al 30 de septiembre de 2025, el área contaba con 22 pozos en producción. Asimismo, al 31 de diciembre de 2024, el bloque registraba 24 millones de barriles equivalentes de petróleo (MMboe) de reservas probadas (P1), según datos de la Secretaría de Energía de la Argentina, al 100 % de participación.
Durante el tercer trimestre de 2025, Bajo del Toro alcanzó una producción total de 4.191 barriles equivalentes de petróleo por día (boe/d), de los cuales 3.565 barriles por día fueron de petróleo, de acuerdo con la misma fuente. Vista estima que el bloque cuenta con un potencial remanente de 396 nuevas ubicaciones de pozos en su inventario (al 100 % de participación).
La Secretaría de Energía de la Nación estableció nuevos precios para los biocombustibles para el mes de febrero.
A través de la Resolución 24/2026 fijó en PESOS UN MILLÓN OCHOCIENTOS CUARENTA Y DOS MIL SETECIENTOS NOVENTA Y SEIS ($ 1.842.796) por tonelada el precio de adquisición del biodiesel destinado a su mezcla obligatoria con gasoil en el marco de lo dispuesto por la Ley 27.640, para las operaciones a llevarse a cabo durante el mes de febrero de 2026, y hasta la publicación de un nuevo precio que lo reemplace.
El plazo de pago del biodiesel no podrá exceder, en ningún caso, los SIETE (7) días corridos a contar desde la fecha de la factura correspondiente, se indicó.
Asimismo, y a través de la Resolución 25/2026, la secretaría a cargo de María Tettamanti fijó en PESOS UN MIL CON OCHOCIENTAS SESENTA Y OCHO MILÉSIMAS ($ 1.000,868) por litro el precio mínimo de adquisición del bioetanol elaborado a base de caña de azúcar destinado a su mezcla obligatoria con nafta en el marco de lo dispuesto por la Ley de biocombustibles, el cual regirá para las operaciones a llevarse a cabo durante febrero y hasta la publicación de un nuevo precio que lo reemplace.
Por la misma Resolución fijó en PESOS NOVECIENTOS DIECISIETE CON TRESCIENTAS VEINTITRÉS MILÉSIMAS ($ 917,323) por litro el precio mínimo de adquisición del bioetanol elaborado a base de maíz destinado a su mezcla obligatoria con nafta en el marco de lo dispuesto por la Ley 27.640. También rige para las operaciones durante febrero de 2026 y hasta la publicación de un nuevo precio que lo reemplace.
El plazo de pago del bioetanol no podrá exceder, en ningún caso, los TREINTA (30) días corridos a contar desde la fecha de la factura correspondiente.
La preexistente tensión entre Techint y el Gobierno nacional se agudizó a partir de la licitación para la provisión de tubos de acero destinados al gasoducto que unirá Vaca Muerta con la costa de Río Negro, donde se proyecta una planta de producción de GNL para exportación: el concurso por los caños del proyecto Argentina FLNG de Southern Energy abrió una grieta que desbordó lo estrictamente empresarial y pasó a inscribirse en el terreno de la disputa política y estratégica.
La oferta ganadora de la licitación fue de la firma india Welspun, por 203 millones de dólares, que fue impugnada por Tenaris bajo el argumento de dumping: tubos fabricados en India con chapa china, a precios artificialmente deprimidos. En ese proceso, el Ejecutivo avanzó con pliegos que no contemplan mecanismos de preferencia para proveedores locales ni criterios de integración nacional, habilitando la importación de tubos fabricados en el exterior, principalmente desde Asia.
Según fuentes de la compañía, lejos de existir una brecha del 40 %, su propuesta era competitiva en términos internacionales y, frente a una práctica considerada desleal, llegó incluso a ofrecer igualar las condiciones comerciales de la oferta ganadora para preservar una operación que concentra más del 60 % del mercado argentino de tuberías, aun a costa de resignar rentabilidad en ese contrato específico.
La paradoja es que el propio régimen de incentivos del RIGI, concebido para fomentar encadenamientos productivos locales, terminaría financiando empleo y valor agregado en China o India con recursos fiscales argentinos. Pero el dilema no es meramente contable sino estratégico: la siderúrgica del Grupo Techint con plantas en 17 países y más de 26.000 empleados y Tenaris-Siat emplea hoy a 420 trabajadores directos y, por cada uno de ellos, se estiman cuatro más en su cadena de valor, en un entorno ya penalizado por impuestos distorsivos como el cheque, ingresos brutos y tasas municipales. Techint, a través de su controlada Tenaris, venía siendo el proveedor histórico de este tipo de caños para gasoductos de alta presión, producidos en su planta de Campana, con estándares técnicos homologados por el propio sistema regulatorio argentino.
La empresa sostiene que la decisión de importar, ignora deliberadamente las distorsiones y asimetrías estructurales del comercio internacional del acero —subsidios estatales, dumping y financiamiento dirigido— y pone en riesgo la continuidad de una cadena industrial estratégica. Para Techint, la exclusión de criterios de desarrollo industrial en una obra financiada directa o indirectamente por el Estado no es un problema comercial puntual, sino una definición política que impacta sobre el empleo calificado, la balanza comercial y la capacidad futura del país para ejecutar infraestructura energética crítica. La controversia escaló al plano político cuando el presidente Javier Milei con su habitual estilo ramplón calificó a Paolo Rocca como “Don Chatarrín de los Tubitos Caros”, mientras su ministro de Desregulación, Federico Sturzenegger, sostenía que insumos más baratos implican mayor rentabilidad, inversión y exportaciones.
Mar de fondo
Queda de manifiesto que el conflicto entre Milei y Techint no es coyuntural ni personal, es estructural. Expresa la colisión entre dos modelos de capitalismo. No porque el mundo se agote en esa dicotomía, sino porque la reducción deliberada del debate a términos barriales ha sido la técnica que permitió al Gobierno nacional avanzar con su programa de ajuste.
Techint encarna una forma de capitalismo industrial integrado, propia de empresas complejas cuya proyección en los mercados globales exige la presencia de un Estado fuerte y articulador, como ocurre con la mayoría de los grandes conglomerados europeos, norteamericanos o chinos.
Un país que produce acero dispone de una base industrial estratégica que le permite sostener sectores clave como la construcción, la energía, el transporte y la defensa, reduce su dependencia externa en insumos críticos y tiene mayor capacidad de capturar valor agregado, generar empleo calificado y desarrollo tecnológico. En cambio, un país que no produce acero queda estructuralmente dependiente de importaciones para obras e industrias fundamentales, es más vulnerable a shocks externos de precios y suministro, y ve limitada su autonomía económica y estratégica, ya que el acero es un insumo transversal que condiciona tanto el desarrollo productivo como la capacidad de decisión soberana. Desatender esta dimensión supone desconocer el lugar estratégico que ocupa la producción de acero en la economía de cualquier estado que aspire a un horizonte sostenido de progreso a ser un país importante.
La experiencia histórica de la propia Argentina, Inglaterra, Estados Unidos, Rusia, Alemania, Japón, Corea, China, Brasil y más recientemente la India, constituye una demostración elocuente de que la siderurgia es un pilar insoslayablemente básico de toda economía que pretenda desarrollo.
Haz lo que digo
El discurso de Milei no se corresponde plenamente con sus actos. Con Milei el Estado no desaparece ni reduce sustantivamente su presencia: redefine sus funciones. Abandona la planificación para intervenir de otro modo, orientado a reordenar, disciplinar y garantizar el funcionamiento de los mercados. Se trata de una intervención en otras áreas, pero no por ello menos significativas sino todo los contrario.
En ese marco, el acero deja de ser concebido como una industria estratégica y pasa a ser tratado como un bien indiferenciado, sometido sin matices a las reglas del mercado mundial, despojado de toda consideración relativa a su gravitación económica, su aporte al empleo calificado, al desarrollo tecnológico y a su arraigo productivo nacional. Todo ello ocurre, además, en un contexto internacional marcado por el fin de la globalización y por el giro proteccionista de los Estados Unidos, que cierran su economía frente a la producción foránea, mientras la Argentina, en una nueva paradoja, abre su mercado a China, principal enemigo económico del nuevo socio estratégico del Gobierno.
Milei propone un modelo de capitalismo financiero desregulado -harto conocido en este país- en el que el Estado no debe planificar ni proteger, sino limitarse a garantizar un conjunto de reglas abstractas. Mientras tanto, interviene de manera permanente en el tipo de cambio (cepo, desregulación, crawling, shock), en las tarifas (sinceramiento, quita de subsidios, aumento de los planes sociales), en los contratos (renegociaciones, marcos regulatorios) y en los precios relativos (energía, transporte, combustibles). Además pisa ingresos y salarios no homologando acuerdos paritarios. Es decir: interviene en el Estado pero no para planificar el desarrollo industrial y las cadenas de valor, sino en una obsesiva intervención sobre la moneda, el déficit, el balance fiscal y los ingresos populares.
Su obsesión pasa por alto que los países que pone de ejemplo, durante 2025 tuvieron fuertes déficits fiscales: Estados Unidos: 7,4%, Israel (6,4%), Bélgica (5,5%), Francia (5,4%), Finlandia (4,6%), Inglaterra (4,3%), Nueva Zelandia (4,1%), Austria (4,3%), Italia (3,3%), El Salvador (2,8%), España (2,7%), Australia (2,7%), Perú (2,4%), Canadá (2,2%), los Países Bajos (2,1%), Corea (1,5%) y Japón (1,2%). Por otra parte, en estos dos años de gobierno, la inversión se desplomó un 12% respecto a la última etapa de la administración del golpeador Alberto Fernández: hay 584.686 personas menos con empleo registrado, según la Secretaría de Trabajo, cuando por año ingresan al mercado no menos de 150.000 trabajadores.
El consumo masivo derrapó en 2025 un 11,9% respecto a 2023, según la medición de la consultora Scentia que pondera los gastos en supermercados, autoservicios, farmacias, e-commerce, almacenes y kioscos y mayoristas, los niveles de morosidad en el pago de las tarjetas de crédito son récord y la actividad productiva, no vinculada a la energía, al agro y a la minería, está en un pozo de profundidad nunca visto salvo en la pandemia. Esos datos se explican en parte por la caída de los salarios formales y las jubilaciones que perdieron sistemáticamente frente a la inflación.
La Asignación Universal por Hijo (AUH) y la Tarjeta Alimentar fueron las únicas transferencias que crecieron en términos reales durante los dos primeros años del gobierno de Milei, convirtiéndose en el ancla social del ajuste. A diciembre de 2025, la AUH alcanzó a 4.114.513 titulares —incluidos 93.453 beneficiarios por discapacidad— y la Tarjeta Alimentar llegaba a 2.546.130 familias, cubriendo a más de 4,5 millones de niños: más de seis millones de prestaciones en total. Lejos del relato del “fin de los planes”, la ayuda directa a los sectores más pobres no solo no se redujo, sino que se expandió, al tiempo que el salario mínimo y las jubilaciones se deterioraban. Este esquema —transferencias monetarias masivas, directas y sin intermediación— ayuda a explicar la ausencia de estallidos sociales pese a la magnitud del ajuste: el Gobierno desplazó a las organizaciones sociales, pero reforzó el flujo de recursos hacia los hogares más vulnerables, reconfigurando, y no eliminando, el Estado social.
“Nos van a salir dólares por las orejas”
En materia hidrocarburífera, una lectura preliminar de los lineamientos políticos de Javier Milei sugiere que el presidente parece inclinarse más hacia el paradigma nigeriano que hacia el noruego. Noruega hizo de sus recursos naturales una auténtica política de Estado: convirtió sus hidrocarburos en una palanca de desarrollo mediante empresas públicas robustas, una densa red de proveedores locales, capacidades tecnológicas propias y un fondo soberano que hoy resguarda más de un billón de dólares para las generaciones futuras.
Nigeria, en cambio, quedó atrapada en un esquema primario-exportador, casi colonial, estructurado en torno a enclaves de multinacionales, con escasa integración industrial y una apropiación de la renta que ha nutrido la corrupción, la desigualdad y la debilidad institucional. En un caso, el petróleo fue una escuela de capitalismo productivo; en el otro, un atajo hacia la dependencia y la desarticulación económica.
¿Y las inversiones?
La ausencia de inversión externa -a pesar del RIGI- no es un accidente ni una casualidad de mercado: es la consecuencia directa de un régimen diseñado para seducir capitales especulativos a costa de penalizar al propio empresariado nacional. Con beneficios fiscales, cambiarios y regulatorios pensados para grandes jugadores globales—, el esquema deja fuera de juego a las empresas locales, asfixiadas por una estructura tributaria distorsiva y sin acceso al mismo tratamiento preferencial. El resultado es un modelo de enclave: proyectos que extraen recursos en suelo argentino, gozan de rentas extraordinarias garantizadas por el Estado y reinvierten poco o nada en el tejido productivo doméstico. El RIGI no está atrayendo inversión productiva al país; está organizando, con reglas de Estado, una nueva forma de extranjerización del desarrollo. El episodio de los caños de Welspun es apenas la expresión más visible de un desplazamiento más profundo: por primera vez en décadas, un gobierno argentino deja de asumir, como principio, que una obra energética estratégica deba contar con un proveedor industrial nacional.
Para Techint, no se trata simplemente de un contrato perdido, sino de la ruptura de un pacto histórico —nunca formalizado, pero largamente vigente— entre el gran capital industrial y el Estado argentino. Durante años, ese equilibrio estructuró el modelo de desarrollo: el Estado planificaba, financiaba y demandaba; los grupos locales invertían, generaban empleo y exportaban; y los grandes medios contribuían a legitimar ese esquema bajo la narrativa del “desarrollo nacional”. La administración de Milei quiebra ese acuerdo implícito.
En un mundo de bloques, multipolar, quien controla el acero controla la capacidad de existir como actor y no como mercado. Por eso la verdadera discusión no es si Techint gana demasiado o paga poco, sino si la Argentina seguirá teniendo una columna vertebral industrial o aceptará, una vez más, que otros construyan su futuro con el hierro que ella misma extrae.
Por eso el conflicto no es meramente ideológico, sino existencial. Para Milei, Techint encarna una distorsión del funcionamiento del mercado; para Techint, Milei representa una anomalía dentro del sistema político argentino. La disputa excede los intereses sectoriales y pone en juego dos concepciones irreconciliables sobre el papel del Estado, el capital y el desarrollo.
Milei no confronta solo con Techint, sino con la noción de burguesía nacional como sujeto económico-político y cabeza del desarrollo. Al llevar la obra pública a cero, ese andamiaje es desmantelado de raíz.
La ruptura no solo inquieta a los industriales, sino también a los grandes conglomerados mediáticos (Léase Clarín), a los que se les arrebata su lugar histórico como interlocutores naturales del poder.
Un reciente informe del IARAF (Instituto Argentino de Análisis Fiscal) revela que, a pesar de la eliminación del Impuesto PAIS el pasado 1° de enero de 2026, las pymes argentinas continúan atrapadas en un complejo entramado fiscal.
El mapa de los 37 impuestos: Actualmente, una pequeña o mediana empresa en Argentina debe afrontar 37 tributos distintos a lo largo del año, repartidos en 18 nacionales, 8 provinciales y 11 municipales.
La carga burocrática de las 67 obligaciones: Más allá de los impuestos, la gestión diaria incluye un total de 67 obligaciones anuales al sumar los 30 regímenes de retención, percepción e información vigentes. Esto obliga a las pymes a transformarse en entes recaudadores del Estado.
Estructuras de cumplimiento hipertrofiadas: Para cumplir con este laberinto regulatorio, cada empresa debe contar con un equipo sobredimensionado de personal especializado. Esta necesidad de sostener departamentos contables y legales robustos solo para “estar en regla” desvía fondos que deberían destinarse a ingeniería, tecnología y mejora de procesos productivos.
Falta de alivio administrativo: Aunque el fin del Impuesto PAIS bajó costos de importación, el alivio administrativo ha sido nulo. La industria nacional reclama que la desregulación llegue finalmente al sistema tributario para ganar competitividad real.
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Apoyamos el rumbo de libertad económica, pero el reclamo a Federico Sturzenegger es urgente. No podemos tener una Argentina exportadora si las pymes que fabrican los insumos para nuestras cuencas están asfixiadas por 67 trámites y obligadas a pagar sueldos de especialistas solo para cumplir con la burocracia. Menos formularios es igual a más producción.
La provincia de Río Negro se consolida como el nuevo nodo estratégico y de exportación de la energía argentina, desplazando el eje histórico de Buenos Aires mediante proyectos de infraestructura de escala global que conectan Vaca Muerta con el Atlántico.
El Oleoducto Vaca Muerta Sur: Este proyecto, liderado por YPF, representa una inversión superior a los u$s 2.500 millones. El ducto atravesará la provincia para finalizar en una terminal de exportación en Punta Colorada, Sierra Grande, que contará con la monoboya más grande del país para carga de buques tanque de gran calado, permitiendo una salida directa del crudo neuquino hacia mercados internacionales.
La planta de GNL y el polo exportador: La confirmación de la terminal de Gas Natural Licuado (GNL) en territorio rionegrino reconfigura el mapa gasífero nacional. Este desarrollo no solo implica la construcción de la planta de licuefacción, sino la traza de nuevos gasoductos dedicados exclusivamente a la exportación, aprovechando las ventajas naturales de profundidad de las costas rionegrinas que evitan dragados costosos.
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Impacto en el empleo y servicios locales: La magnitud de estas obras estima la creación de miles de puestos de trabajo directos e indirectos. Esto exige que las empresas de servicios locales y las Pymes regionales se preparen para cumplir con estándares internacionales, lo que tracciona una demanda de personal especializado y capacitación técnica sin precedentes en la región.
Desarrollo de infraestructura complementaria: El despliegue industrial en Sierra Grande y zonas aledañas requiere de una inversión paralela en rutas, servicios básicos y conectividad. La provincia se enfrenta al desafío de gestionar un crecimiento demográfico acelerado traccionado por el “boom” energético, consolidando un nuevo polo de desarrollo fuera de la zona núcleo tradicional.
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Río Negro dejó de ser una provincia de paso para convertirse en la verdadera “llave” de salida de los recursos de Vaca Muerta al mundo. El triunfo de la provincia al captar estas inversiones —bajo el paraguas del RIGI— demuestra que la seguridad jurídica y el alineamiento con el sector privado son tan importantes como la geografía. Es el inicio de una era donde el puerto rionegrino competirá con las principales terminales de exportación del hemisferio sur, cambiando el centro de gravedad del poder energético nacional.
La adjudicación de la provisión de tubos para la ampliación de la infraestructura de transporte en Vaca Muerta a favor de Welspun Corp marca la entrada de un jugador global de escala masiva que rompe con la hegemonía histórica de los proveedores tradicionales en el Cono Sur.
Capacidad técnica y escala global: Welspun Corp es el segundo mayor fabricante de tuberías de gran diámetro del mundo. Su ventaja competitiva radica en su capacidad de producir tubos de hasta 24 metros de largo (el estándar común es de 12), lo que reduce a la mitad la cantidad de soldaduras necesarias en el terreno. Esto no solo acelera los tiempos de obra, sino que disminuye drásticamente los puntos críticos de falla en gasoductos de alta presión.
La logística de los “nodos” y personal especializado: La empresa no solo provee el acero; opera bajo un modelo de gestión de inventarios justo a tiempo (Just-In-Time). Para el gasoducto de Vaca Muerta, esto exige la contratación de personal especializado en logística portuaria y técnicos de control de calidad certificados bajo normas API (American Petroleum Institute). La movilización de más de 100.000 toneladas de acero requiere una coordinación quirúrgica entre los puertos de Buenos Aires/Bahía Blanca y los centros de acopio en Neuquén.
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El respaldo del “Deep Pocket” Indio: Welspun forma parte de un conglomerado de u$s 5.000 millones con intereses en textiles, energía y acero. Su llegada a Argentina viene apalancada por líneas de crédito internacionales que los proveedores locales no pueden igualar hoy. Esto le permite ofrecer plazos de financiación que resultan vitales para que las obras de infraestructura no dependan exclusivamente del presupuesto público o de la caja inmediata de las operadoras.
Certificaciones y Sostenibilidad: Un dato clave de la investigación es que Welspun ha comenzado a certificar su producción bajo estándares de acero verde, utilizando procesos con menor huella de carbono. Esto es un requisito que las operadoras internacionales en Vaca Muerta (como Shell o TotalEnergies) empiezan a exigir a sus proveedores para cumplir con sus propios objetivos de descarbonización global.
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La llegada de Welspun es la prueba de que el mercado de infraestructura en Argentina se está “globalizando” en serio. No se trata solo de precio; se trata de tecnología de punta que nuestras empresas locales todavía no pueden fabricar a esa escala de longitud.
Sin embargo, en Runrún advertimos un punto clave: cada tubo de Welspun que llega al puerto requiere un despachante, un camionero, un soldador y un inspector de calidad argentino. El desafío para las cámaras de proveedores es integrarse a esta cadena de suministro global para que el conocimiento técnico quede en casa. La competencia es sana, pero la integración local es lo que hace al desarrollo sostenible.
Mientras los metales preciosos y básicos rompen récords históricos, la región se posiciona para recibir inversiones por más de u$s 230.000 millones hacia 2033, con Argentina como el destino de mayor crecimiento relativo en nuevos proyectos.
Rally histórico de precios y refugio de valor
El escenario global de incertidumbre geopolítica ha llevado al oro a superar los u$s 4.600 por onza, mientras que la plata rompió la barrera de los u$s 90, niveles nunca antes vistos. Por su parte, el cobre alcanzó los u$s 13.310 por tonelada en Londres, impulsado por la demanda crítica de la inteligencia artificial, los centros de datos y la transición energética global.
Argentina: El motor del crecimiento regional
Según el informe Mine 2025 de PwC, Argentina proyecta inversiones cercanas a los u$s 33.000 millones para la próxima década. A diferencia de Chile o Brasil, donde el capital se destina mayormente a mantenimiento, en nuestro país el 70% de los fondos están orientados a proyectos greenfield (nuevos desarrollos). Distritos como Vicuña, con proyectos de escala mundial como Los Azules, Josemaría y Filo del Sol, son las piezas clave del nuevo mapa cuprífero.
Financiamiento estratégico de organismos multilaterales
Se confirmó que el Banco Mundial y el BID desembolsarán u$s 5.000 millones en el país en los próximos años. De este total, u$s 2.400 millones ya están comprometidos a través de la Corporación Financiera Internacional (IFC) para el desarrollo de la minería de litio en la provincia de Salta, consolidando el respaldo financiero internacional al modelo de apertura y seguridad jurídica.
Transformación tecnológica e Inteligencia Artificial
El nuevo ciclo minero está atravesado por la digitalización: el 87% de las compañías ya utiliza IA para optimizar la eficiencia operativa y la seguridad. El uso de gemelos digitales y sensores inteligentes permite construir infraestructuras más sostenibles, reduciendo la huella de carbono y garantizando la licencia social necesaria para operar en entornos complejos.
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Estamos ante una oportunidad histórica donde la geología argentina finalmente se encuentra con el capital global. El respaldo del Banco Mundial y el IFC no es casualidad; es el resultado de un cambio de rumbo que pone a la minería como política de Estado.
Sin embargo, para que estos u$s 33.000 millones se traduzcan en desarrollo, el país debe acelerar las obras de infraestructura eléctrica y vial en la cordillera. El cobre es el nuevo petróleo y Argentina tiene todo para ser el líder de la región.
Con fecha de apertura confirmada para el próximo 16 de marzo en el Polo Tecnológico de Neuquén, el Instituto Vaca Muerta (IVM) inició formalmente la selección de su equipo académico y administrativo, priorizando perfiles con experiencia directa en la industria del Oil & Gas.
Un hito en la formación técnica: El IVM, impulsado por la Fundación YPF en conjunto con el sector público, busca cubrir la creciente demanda de talento calificado en la cuenca neuquina. La institución funcionará en el “Edificio N” del Polo Científico Tecnológico, un espacio recuperado que simboliza la transformación industrial de la ciudad de Neuquén hacia un centro de servicios y conocimiento de primer nivel.
Perfiles técnicos solicitados: La búsqueda, gestionada por la consultora Patagonia Resources, se centra en docentes especializados en áreas críticas para la operación de yacimientos no convencionales. Las asignaturas a cubrir incluyen Química, Petróleo, Mecánica, Electricidad, Automatización y Seguridad Industrial. El requisito excluyente es poseer una sólida trayectoria previa en posiciones operativas dentro de la industria energética.
Estructura de acompañamiento y gestión: Además del cuerpo docente, el instituto busca conformar su staff no docente, incluyendo personal administrativo, técnicos de soporte institucional, orientadores y tutores académicos. El objetivo es brindar un acompañamiento integral a los estudiantes para asegurar que la formación técnica se traduzca en una inserción laboral inmediata y eficiente.
Inscripciones y contacto: Los profesionales interesados en formar parte de este centro educativo en formación deben enviar su CV actualizado y carta de presentación al correo: busquedas@patagoniaresources.com.ar. Esta convocatoria representa una oportunidad única para que el personal especializado que ya opera en la cuenca transmita el know-how a las nuevas generaciones.
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La creación del Instituto Vaca Muerta es la respuesta necesaria al cuello de botella que mencionábamos: la falta de personal especializado. No alcanza con tener el recurso en el subsuelo; necesitamos mentes capacitadas para extraerlo de forma eficiente y segura.
Desde Runrún celebramos que la formación técnica se dé en el corazón de la cuenca y de la mano de quienes ya conocen el barro y la presión de los pozos. Este es el camino para bajar los costos operativos a largo plazo: formar talento local con estándares globales. Menos improvisación, más academia petrolera.
El escenario energético mundial para 2026 presenta una paradoja estratégica: mientras la tensión geopolítica en Medio Oriente sostiene precios volátiles, los fundamentos del mercado global exigen que Vaca Muerta acelere su eficiencia para competir en un mundo con mayores excedentes de stock.
Precios y el “techo” de los u$s 60
Aunque el Brent ha mostrado picos por el riesgo de conflictos, las proyecciones para finales de 2026 sugieren una estabilización del crudo en la zona de los u$s 55-60. Para Argentina, este escenario marca un punto de inflexión: la exportación sigue siendo el objetivo, pero los márgenes de ganancia dependerán exclusivamente de la eficiencia operativa y no solo de los precios internacionales.
El costo de producción (Break-even)
La competitividad técnica de la cuenca neuquina ha logrado llevar el break-even (precio de equilibrio) a un rango de entre u$s 35 y u$s 40 por barril. Mantener estos costos bajos es vital para blindar los planes de inversión frente a una posible caída del precio internacional, asegurando que el flujo de divisas no se detenga.
El Riesgo País como barrera financiera
El análisis de especialistas como Daniel Montamat advierte que el subsuelo ya cumplió su parte; ahora le toca a la macroeconomía. Es urgente que el riesgo país continúe su sendero descendente, ya que funciona como un piso para el costo del capital. Sin financiamiento accesible, Vaca Muerta corre el riesgo de quedar limitada a un modelo extractivo, perdiendo la oportunidad de encadenar procesos de valor agregado.
La ventana de oportunidad en la Petroquímica
Con el gas natural produciéndose a menos de u$s 3 el millón de BTU, Argentina se posiciona como un refugio para industrias electrointensivas y petroquímicas que hoy sufren por la falta de gas barato en Europa. Para aprovechar esta relocalización de empresas, el país debe contar con el personal especializado necesario para operar plantas de alta complejidad y garantizar contratos de largo plazo.
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En Runrún lo tenemos claro: el éxito de Vaca Muerta se mide en competitividad, no en suerte geopolítica. Tenemos el gas más barato de la región y un petróleo de clase mundial, pero si no bajamos el costo del capital (riesgo país), estamos compitiendo con una mochila de plomo.
El desafío para 2026 es transformar ese recurso en industria real: fertilizantes, plásticos y energía exportable. Menos burocracia y más ingeniería son la única forma de que Argentina se convierta en la solución energética que el mundo está buscando.
La producción de petróleo en Vaca Muerta cerró enero con volúmenes históricos de 450.000 barriles diarios, consolidando un crecimiento sostenido que descansa sobre bloques de alta eficiencia y un flujo de inversión acelerado por el nuevo marco normativo.
1.Récord de producción en las áreas clave El salto productivo está liderado por bloques estratégicos como Loma Campana, La Amarga Chica y Bandurria Sur. En estas áreas “locomotoras”, la intensidad de las etapas de fractura y la optimización de los pozos horizontales han permitido alcanzar niveles de extracción inéditos, consolidando a estos yacimientos como el corazón del abastecimiento nacional.
2.Impacto del RIGI y nuevos horizontes El flujo de inversiones proyectado para 2026 ya supera los u$s 10.000 millones. Este dinamismo está traccionado por los beneficios del RIGI, que al permitir la libre disponibilidad de divisas para inversiones que superen los u$s 200 millones, ha provocado que las operadoras aceleren los planes de completación de pozos (fracking) que se encontraban en lista de espera.
3.La demanda de personal especializado Este nivel de actividad exige una estructura operativa de alta complejidad. Cada operadora y empresa de servicios debe sostener dotaciones de personal altamente especializado, no solo para las tareas técnicas en campo, sino para gestionar el cumplimiento del denso entramado de regulaciones de seguridad y estándares técnicos vigentes. Esta necesidad de equipos profesionales robustos garantiza la continuidad en un entorno de máxima exigencia operativa.
4.Infraestructura y eficiencia operativa La reducción de los tiempos en la completación de pozos permite que Vaca Muerta compita con los mejores desarrollos internacionales. Sin embargo, la industria advierte que el sistema operativo corre el riesgo de saturarse si la infraestructura de transporte no acompaña el ritmo de producción, ya que la capacidad de evacuación hacia refinerías y nodos de exportación opera actualmente al límite.
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Vaca Muerta ya no es una promesa; es una realidad industrial de escala global. Lo que el mercado define como el “motor oculto” es la combinación de la capacidad técnica argentina con el “arrancador” financiero que significó el RIGI. Pero atención: para que este motor no se frene, es vital que la carga administrativa no asfixie a los equipos técnicos.
Si el personal especializado tiene que dedicar más tiempo a la burocracia que al terreno, perdemos la competitividad que tanto costó conseguir. El éxito de los 450.000 barriles debe ir acompañado de una simplificación normativa real.
El oficialismo y los bloques opositores se preparan para un debate decisivo en el Senado que busca “ordenar” la aplicación de la Ley 26.639. La reforma apunta a clarificar los alcances de la protección ambiental para reducir la incertidumbre jurídica que hoy frena proyectos de escala global.
Corrección técnica y seguridad jurídica El proyecto oficial no propone una derogación, sino una “adecuación técnica”. El objetivo central es precisar las definiciones de glaciar y ambiente periglacial, estableciendo que la protección debe basarse en un inventario actualizado y en la verificación técnica de si una geoforma aporta efectivamente agua a la cuenca. Esto permitiría el avance de proyectos industriales en zonas de suelos congelados o permafrost que no tienen valor hídrico estratégico.
Refuerzo del Federalismo Un punto central de la discusión es el rol de las provincias. La reforma busca devolver a las autoridades provinciales la competencia para identificar y autorizar actividades en sus territorios, en línea con los artículos 41 y 124 de la Constitución Nacional. Esta postura cuenta con el respaldo explícito de la Mesa del Litio y la Mesa del Cobre, integradas por provincias cordilleranas que exigen reglas claras para desarrollar sus recursos naturales.
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Inversiones en juego y el RIGI Desde el Ejecutivo remarcan que la adecuación no tendrá efectos retroactivos ni afectará Declaraciones de Impacto Ambiental vigentes. Sin embargo, subrayan que la certidumbre es vital para atraer los u$s 30.000 millones en inversiones mineras proyectadas. La norma busca armonizar la protección del agua con el RIGI, asegurando que los grandes proyectos tengan un marco legal estable que no sea objeto de judicialización constante.
Tensión con el sector ambientalista Organizaciones como Greenpeace y la FARN han iniciado campañas de presión advirtiendo sobre un posible “retroceso ambiental”. El debate gira en torno al principio de no regresión del Acuerdo de Escazú. Mientras el oficialismo asegura que las prohibiciones esenciales de la minería en glaciares se mantienen, la oposición dialoguista busca un documento intermedio que garantice la protección del recurso hídrico sin bloquear el desarrollo productivo.
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La Ley de Glaciares actual, por su ambigüedad, se convirtió en un cepo al desarrollo de las provincias cordilleranas. En Runrún sostenemos que la protección ambiental y la minería no son excluyentes, pero para eso se necesitan mapas, no ideología.
Si un suelo congelado no aporta agua, no debería ser una barrera para una inversión de miles de millones de dólares. El desafío del 10 de febrero es salir del “todo o nada” y darle a la Argentina una legislación de clase mundial que proteja el agua pero que también permita sacar el cobre y el litio que el mundo demanda para la transición energética. Sin seguridad jurídica, no hay futuro minero.
A través de la Resolución N° 008/26, la Secretaría de Minería de Salta aprobó el Informe de Impacto Ambiental para que Mansfield Minera avance en el yacimiento Arizaro, un proyecto satélite clave para el futuro del complejo Lindero.
Estrategia de “Doble Motor” La aprobación permite que la compañía mantenga la producción activa en la mina Lindero (que recientemente alcanzó el hito de 500.000 onzas de oro producidas) mientras inicia campañas de exploración en Arizaro. El objetivo es convertir recursos potenciales en reservas probadas para extender la vida útil del complejo más allá de los 13 años proyectados inicialmente.
El potencial de Arizaro Ubicado a pocos kilómetros de la operación principal en la Puna salteña, Arizaro es considerado un depósito tipo pórfido aurífero-cuprífero de alto potencial. Esta nueva etapa de exploración busca definir “blancos” que permitan alimentar la planta de procesamiento existente, optimizando la infraestructura ya instalada.
Hito en sostenibilidad: La primera mina híbrida El anuncio de expansión coincide con la consolidación de Lindero como la primera mina híbrida de la Puna. Gracias a una alianza con la empresa Secco, el yacimiento ya opera con energía solar durante el día, reduciendo un 40% el consumo de combustible y simplificando una logística crítica que se encuentra a más de 4.000 metros de altura.
Impacto en el empleo local Mansfield emplea hoy a más de 700 personas de manera directa. La continuidad y expansión del proyecto garantizan estabilidad laboral y traccionan la demanda de proveedores locales nucleados en la Cámara de Proveedores Mineros de Salta (CAPEMISA).
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La agilidad de la Secretaría de Minería de Salta para emitir esta resolución es la respuesta que el sector esperaba. En minería, si no explorás hoy, te quedás sin mina mañana. Mansfield está demostrando que se puede ser eficiente (con su planta solar) y ambicioso al mismo tiempo. Es un caso testigo de cómo el oro sigue siendo el pilar de las exportaciones salteñas mientras el litio termina de madurar sus inversiones.
Tras la salida estratégica de la multinacional DLS Archer de la Cuenca del Golfo San Jorge, se formalizó el nacimiento de Nova Energy, la compañía que toma el control de una de las flotas de equipos más importantes de la región.
Nueva estructura operativa La transición marca la asunción de Diego Trabucco como presidente de la firma, quien junto a Javier Basso se asocia al consorcio regional liderado por el empresario comodorense Pablo Pires, titular de SGA y Vientos del Sur.
Equipamiento y personal La operación incluye la transferencia de aproximadamente 20 equipos especializados en workover y pulling, además de una dotación de personal con vasta experiencia en la cuenca. Estos activos son críticos para el mantenimiento de la producción en yacimientos maduros.
Cambio de paradigma en la región Mientras Archer concentra su capital y nuevos contratos en el shale de Vaca Muerta, Nova Energy apuesta a la eficiencia en los campos de Chubut y Santa Cruz. Esta transición permite una estructura de costos más ágil y una respuesta inmediata frente a la burocracia de las grandes multinacionales.
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El regreso de Diego Trabucco a la primera línea operativa es una señal de vitalidad para el sur. La creación de Nova Energy es el ejemplo perfecto de la “argentinización” eficiente: empresarios locales tomando la posta de las multinacionales para cuidar cada barril de crudo convencional mientras el país mira hacia el GNL.
El Gobierno de Honduras designó al ingeniero Eduardo Oviedo como nuevo secretario de Estado en el Despacho de Energía, quien además liderará de forma interina la Gerencia General de la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE).
Su llegada se produce en una etapa de reordenamiento institucional y definición de prioridades para el sector eléctrico, tras meses de parálisis política, donde está en juego la licitación de 1500 de nueva capacidad de generación, lanzada por el gobierno anterior.
Con más de 20 años de experiencia en planificación energética, regulación y ejecución de proyectos, Oviedo ha ocupado cargos en la Dirección General de Hidrocarburos, la Superintendencia de Energía y el Programa de Desarrollo de Energía Renovable de Honduras. También trabajó como consultor en organismos multilaterales, lo que le otorga una visión sistémica y operativa de los desafíos del país.
Desde el primer día, el nuevo secretario empezó a ejecutar la hoja de ruta energética que diseñó el actual Gobierno para el período 2026-2030. El plan tiene cinco ejes: sostenibilidad financiera, expansión de infraestructura, impulso a fuentes renovables, acceso universal y eficiencia institucional. Entre sus metas principales están:
Elevar al 80% la participación renovable en la matriz eléctrica para 2027.
Reducir en 40% las pérdidas del sistema, tanto técnicas como no técnicas.
Duplicar la capacidad instalada en fuentes limpias, especialmente solar, eólica y biomasa.
Además, se impulsará un esquema de estabilización tarifaria y la implementación de un Plan Maestro de Expansión del Sistema Eléctrico Nacional, enfocado en la calidad del suministro, cobertura territorial y criterios técnicos.
El otro gran frente de trabajo es la reactivación de la licitación para1500 MW de nueva capacidad de generación, que había sido congelada por la inestabilidad política. Este proceso contempla contratos de largo plazo tanto para fuentes renovables como térmicas, además de almacenamiento y soluciones de flexibilidad. Según informaron autoridades del sector, más de diez empresas ya adquirieron las bases.
De ese total, al menos 500 MW serán adjudicados a tecnologías limpias, con prioridad para diversificar la matriz y reducir la dependencia de combustibles fósiles caros. El calendario preliminar prevé adjudicaciones antes de mediados de 2026.
Referentes del ecosistema energético destacan que el desafío principal será garantizar la transparencia técnica y regulatoria del proceso, así como su viabilidad financiera. Se trata de una convocatoria clave para atraer inversión, resolver cuellos de botella en generación y sentar bases para la transición energética.
Nuevo contexto político tras el cambio presidencial
La asunción de Oviedo se produjo pocos días después de que Nasry Asfura tomara posesión como presidente de Honduras, el 27 de enero, luego de unas elecciones tensas que paralizaron la gestión pública durante semanas. El escenario anterior, de vacío institucional, había afectado la toma de decisiones y el avance de procesos críticos como la licitación.
Durante su campaña, Asfura propuso recuperar la sostenibilidad del sistema eléctrico y modernizar la gestión del sector. En su discurso inaugural, afirmó que era necesario “retomar la agenda energética con visión de largo plazo”. La designación de Oviedo refuerza esta línea, con una conducción de perfil técnico y enfoque operativo.
Una fuente cercana al gabinete energético señaló que la apuesta es consolidar un mando unificado que facilite la ejecución del plan de gobierno y articule con los actores del mercado. “Estamos en un momento clave para recuperar credibilidad institucional”, remarcó.
En ese marco, Oviedo tendrá el rol central de restaurar la planificación, estabilizar las empresas del sector y coordinar con el mercado privado la expansión de generación y redes. Su gestión será determinante para definir el rumbo del sistema eléctrico hondureño en los próximos años.
El Ministerio de Energía y Minas del Perú (MINEM) oficializó la designación de Nilo Pereira Torres como nuevo viceministro de Electricidad tras la salida de Francisco Mendoza De Luca, quien había asumido el cargo en septiembre de 2025, en un contexto de impulso a la electrificación rural y modernización del sistema energético.
La decisión del Gobierno se da a menos de tres meses de las elecciones generales del 12 de abril de 2026, en las que se renovará la presidencia, el Congreso y el Parlamento Andino.
En caso de que ningún candidato alcance el 50 % de los votos válidos, se contempla una segunda vuelta para el 7 de junio. En este escenario, la nueva gestión del Viceministerio de Electricidad adquiere carácter transitorio, aunque determinante para el futuro del sector.
Nilo Pereira es ingeniero electricista colegiado, con maestría en Gestión Pública, y ha ocupado cargos técnicos de alta responsabilidad dentro del propio MINEM, incluyendo la Dirección General de Electricidad y la Dirección de Regulación y Concesiones Eléctricas. “Su experiencia profesional lo ha llevado a liderar equipos técnicos en diferentes áreas clave para el desarrollo del sistema eléctrico nacional”, destaca el comunicado del Ministerio.
Posee más de 25 años de trayectoria en el sector eléctrico, con experiencia como gerente general de empresas estatales como Electro Ucayali, Electro Oriente y Electro Tocache. Es egresado de la Universidad Nacional del Centro del Perú y cuenta con estudios de especialización en regulación tarifaria, planeamiento empresarial y gestión pública en instituciones como la Universidad ESAN y la Sociedad Nacional de Industrias. Además, ha trabajado como consultor técnico en la Dirección General de Electricidad del MINEM, lo que refuerza su conocimiento del aparato estatal y del marco normativo energético.
La trayectoria del nuevo viceministro está vinculada a procesos normativos, concesiones y expansión del servicio eléctrico en zonas rurales. Sin embargo, el gran desafío que enfrenta en este corto período será el marco regulatorio para las energías renovables, especialmente en torno a la Ley N° 32249, que modifica el marco de las licitaciones de energía limpia, pero aún carece de reglamentación específica.
Según la Asociación Peruana de Energías Renovables (SPR) , más de USD 12.000 millones en inversiones en proyectos renovables permanecen en pausa por falta de reglamentos, lo que frena el ingreso de nueva capacidad de generación y resta previsibilidad al sistema. El sector privado observa con atención, en un momento en que el país tramita más de 10 GW renovables, impulsados por empresas como Engie, Enel,Kallpa Generación, Celaris Energy, Sonnedix, First Solar, Atlas, SolarPack, Tozzi Green, entre otras.
El nuevo viceministro asume con la responsabilidad de avanzar en la implementación de esta normativa y definir los cronogramas para las futuras licitaciones anunciadas para 2026. Mientras tanto, se acumulan reclamos por parte de desarrolladores e inversionistas, que ven con preocupación la falta de lineamientos que garanticen condiciones claras para nuevos contratos de suministro eléctrico con fuentes no convencionales.
La gestión de Pereira también se da en el marco de la conducción del ministro Jorge Luis Montero Requena, quien impulsa una estructura técnica fortalecida para acelerar proyectos de infraestructura, redes inteligentes y acceso universal. En este sentido, el Viceministerio de Electricidad no solo tendrá que gestionar el presente, sino también dejar preparadas las bases para la transición que implicará el cambio de administración tras las elecciones.
Con una ventana política limitada y en medio de un contexto incierto, la prioridad inmediata será reactivar la confianza del sector renovable y mostrar avances concretos en reglamentación y ejecución, especialmente en un país que aún depende en gran medida de generación hidroeléctrica y térmica.
El nombramiento de Pereira, con experiencia interna en el aparato estatal, es interpretado por actores del sector como una apuesta a la estabilidad técnica en un tramo final de gobierno que necesita dejar señales de continuidad institucional. Desde el MINEM se espera que en los próximos días se comuniquen los lineamientos concretos de su gestión, particularmente en torno a la aplicación de la Ley 32249 y la planificación de futuras subastas.
El Gobierno de México desplegó una estrategia sincronizada para reforzar su política energética y movilizar capital privado hacia proyectos clave de infraestructura eléctrica. El 27 de enero, la presidenta Claudia Sheinbaum Pardo mantuvo un encuentro en Palacio Nacional con representantes de la Asociación de Bancos de México (ABM), incluyendo ejecutivos de BBVA, Banamex, HSBC, Bank of America México, MONEX y Bx+.
Durante la reunión, la mandataria pidió a los bancos “preparar esquemas de financiamiento para proyectos que serán anunciados en los próximos días”, según reportaron fuentes presentes, considerando que las iniciativas abarcan generación con fuentes renovables y nuevas obras de transmisión eléctrica esenciales para destrabar cuellos de botella.
Al día siguiente, el pasado 28 de enero, la Comisión Federal de Electricidad (CFE) publicó en el Diario Oficial de la Federación los Lineamientos de los Esquemas para el Desarrollo Mixto, habilitando formalmente nuevas asociaciones con el sector privado en proyectos de generación eléctrica, infraestructura asociada y almacenamiento.
El marco normativo define tres mecanismos de adjudicación: licitación pública, invitación restringida y adjudicación directa, cada uno con procedimientos técnicos y financieros específicos. La CFE remarca que “el procedimiento competitivo nos da la oportunidad de mejorar las condiciones para el Estado y la CFE, sin cambiar las especificaciones originales”.
Bajo estos contratos, los privados podrán compartir costos, inversiones y riesgos, siempre que los proyectos garanticen una rentabilidad financiera sostenible y cumplan con criterios de confiabilidad, seguridad, accesibilidad y sostenibilidad del Sistema Eléctrico Nacional. El modelo económico exigido debe incluir análisis de flujos de caja descontados, tasas internas de retorno (TIR), periodos de recuperación de inversión y sensibilidad de variables.
Para aprobar cada iniciativa, se conformará un Grupo de Desarrollo Mixto (GDM) integrado por representantes de la CFE, la Secretaría de Energía (SENER) y la Secretaría de Hacienda. Este equipo evaluará la viabilidad técnica, operativa, financiera y socioambiental de los proyectos. “Los contratos deberán contemplar cláusulas sobre estructura legal, financiamiento, derechos y obligaciones, mecanismos de gobernanza y resolución de controversias”, establece el documento.
En los esquemas de inversión mixta, la CFE deberá mantener al menos el 54% del capital común, garantizando el control del Estado. Además, los costos de estructuración del proyecto deben estar cubiertos por el esquema financiero acordado y no generar compromisos fuera del modelo aprobado.
En línea con las prioridades federales, los proyectos deberán integrarse a los planes vinculantes de expansión del sistema eléctrico y cumplir con las normativas de confiabilidad operativa, eficiencia tecnológica y responsabilidad social. Se exigirá también un plan de mantenimiento, actualización tecnológica y reportes trimestrales de desempeño económico y técnico, a cargo de supervisores designados por la CFE.
La doble acción —el diálogo político con la banca y la publicación del nuevo esquema normativo— marca un punto de inflexión en la política energética mexicana, donde se busca que el sistema financiero nacional participe activamente en la transición energética. Desde la presidencia, el mensaje fue claro: “El sistema financiero debe ser un aliado de los grandes proyectos de infraestructura y energía”.
La estrategia también se da en un contexto económico desafiante: desaceleración del crecimiento, tensiones comerciales internacionales, incremento al IEPS y persistencia del uso de efectivo en la economía. Frente a esto, el Gobierno plantea que la expansión de infraestructura verde puede convertirse en un motor de inversión y modernización estructural.
Al integrar capital privado bajo reglas claras y criterios técnicos exigentes, los contratos mixtos de la CFE se posicionan como un nuevo vehículo para atraer inversión y acelerar la construcción de activos estratégicos para la energía limpia.
Vista Energy cerró este lunes la adquisición del 30% de Bandurria Sur y un 50% de Bajo del Toro, dos áreas en Vaca Muerta que eran propiedad de la noruega Equinor, a cambio de una inversión neta de 712 millones de dólares. Al mismo tiempo, firmó la cesión a YPF, operador de ambas áreas, de una participación del 4,9% y del 15% de los activos, respectivamente. Por lo que la empresa que preside Miguel Galuccio terminará incorporando una participación total del 25,1% en el bloque Bandurria Sur y del 35% en Bajo del Toro.
Esta operación le permitirá a Vista convertirse en una operadora de shale oil con una producción superior a los 150.000 boe/d consolidando su lugar como el principal productor independiente de crudo y el mayor exportador de petróleo de la Argentina.
La compañía acumula inversiones a la fecha por más de US$ 6.500 millones en Vaca Muerta, y este acuerdo se enmarca en la estrategia de crecimiento rentable que la compañía viene desplegando para el desarrollo de la formación.
Miguel Galuccio, presidente y CEO de Vista Energy.
En abril del año pasado, concretó la adquisición del 50% de La Amarga Chica, uno de los principales bloques de petróleo no convencional del país. Tras la operación, Vista se consolidó como el mayor productor independiente de crudo y el principal exportador de petróleo de la Argentina.
Galuccio, presidente y CEO de Vista, señaló que “esta adquisición nos permite incorporar dos activos de primer nivel en Vaca Muerta, fortaleciendo aún más nuestra posición en la cuenca. Los bloques son ideales para complementar el portafolio de Vista, ya que aportan tanto reservas y producción básica como un amplio inventario de pozos de alta productividad listos para perforar y apuntalar nuestro crecimiento”.
Asimismo, destacó el trabajo conjunto que se viene realizando con YPF: “Estamos profundizando una experiencia de trabajo muy positiva, iniciada con la adquisición del 50% de La Amarga Chica, donde ya alcanzamos importantes sinergias operativas. Compartimos una visión común: la clave para el desarrollo del shale pasa por ganar competitividad a partir de una mayor eficiencia y con la innovación como eje central.”
La operación está sujeta al cumplimiento de una serie de condiciones precedentes. Entre ellas, la renuncia —o el no ejercicio— de los derechos de preferencia que poseen YPF y Shell Argentina sobre los bloques. A la fecha de este anuncio, YPF ha suscrito la renuncia a sus derechos de preferencia sobre Bandurria Sur, sujeta a la renuncia o no ejercicio de los derechos de preferencia por parte de Shell Argentina, así como sobre Bajo del Toro.
Transportadora Gas del Norte designó a Horacio Pizarro como nuevo director general, quien asumió el cargo a partir de este martes 3 de febrero de 2026, en reemplazo de Daniel Ridelener.
Pizarro es Ingeniero Industrial, egresado de la Universidad Católica Argentina (UCA), y cuenta con un Posgrado en Explotación de Yacimientos e Ingeniería de Reservorios del Instituto del Gas y del Petróleo de la Universidad de Buenos Aires (IGPUBA).
Desde hace 25 años se desempeñó en la Organización Techint en la que ocupó diversos cargos destacándose recientemente como director senior de Joint Ventures, Non Operated Assets & Midstream de Tecpetrol.
Nuevo director general
Desde la compañía señalaron que su designación se enmarca en una nueva etapa orientada a fortalecer la seguridad operativa, la eficiencia y los proyectos de crecimiento del sistema de transporte de gas, en un contexto de expansión de la infraestructura energética del país.
A su vez, destacaron que Daniel Ridelener fue una pieza fundamental en el desarrollo de TGN desde 1992, año de la creación de la empresa. Desde 2008 y hasta la actualidad se desempeñó como director general, liderando la compañía a través de diversas circunstancias y dejando una huella en los resultados alcanzados y en la cultura organizacional. Además, es uno de los principales directivos de la industria de gas natural con una visión integral del mercado gasífero.
Mercado de exportación
En los últimos meses, Ridelener estuvo abocado a tratar de recuperar el mercado de exportación de gas argentino a partir del desarrollo de Vaca Muerta, tratando de generar acercamientos con Brasil y Chile.
“El desafío es llegar con el crudo a las costas del Atlántico. En el caso del gas es distinto. Tenemos que desarrollar el mercado. Ahí aparece el mercado doméstico y los regionales. Yo creo que Brasil es un mercado que podrá… pic.twitter.com/vXhNNydJbH
“Agradezco profundamente la gestión de Daniel Ridelener y el equipo que consolidó en TGN. Su liderazgo y visión sentaron las bases para la expansión de nuestro sistema de transporte. Nuestro compromiso es cuidar ese legado, profundizando la seguridad operativa, la eficiencia y los proyectos de crecimiento que acompañan el desarrollo energético del país”, expresó Horacio Pizarro, nuevo director general de TGN.
Ridelener destacó el perfil de su sucesor y el trabajo del equipo de la compañía: “Horacio reúne las capacidades técnicas, de gestión y de liderazgo que TGN necesita para su próxima etapa. Me honra haber sido parte de TGN desde sus inicios y agradezco por todos estos años de trabajo junto a un gran equipo que trabaja todos los días para mover el gas que se consume en nuestro país y en países vecinos. Estoy convencido que TGN bajo la conducción de Horacio seguirá cumpliendo un rol clave en el desarrollo de nuestra industria”.
Ventus la empresa ha sido adjudicada para la operación y mantenimiento (O&M) del parque solar Puerta de Oro, un proyecto de 375 MWp de potencia instalada, ubicado en los municipios de Guaduas y Chaguaní Cundinamarca, propiedad de Patria Investments.
El contrato incluye la gestión integral de la planta, que abarca lavados de paneles, ejecución de pruebas eléctricas, supervisión y operación de los sistemas de generación, así como la operación de los activos de conexión de alta tensión. Con esta adjudicación, Ventus supera los 1000 MW en gestión de activos renovables en América Latina, consolidando su posición como uno de los principales referentes regionales en operación y mantenimiento.
El Parque Solar Puerta de Oro cuenta con 511380 módulos fotovoltaicos y 300 inversores centralizados, distribuidos en una superficie de 540 hectáreas, equivalente a más de 750 canchas de fútbol profesional. Además, el proyecto incluye una línea de transmisión de alta tensión de 22 kilómetros a 230 kV y una subestación de evacuación 34,5/230 kV equipada con dos transformadores de potencia de 190 MVA.
“La operación y el mantenimiento son una parte fundamental del ciclo de vida de los proyectos renovables. No se trata solo de mantener los equipos funcionando, sino de optimizar su rendimiento, extender su vida útil y asegurar que cada megavatio generado aporte valor sostenible a largo plazo”, destacó Federico Lombardo, Gerente de Operación y Mantenimiento de Ventus.
“Estamos muy orgullosos de la confianza depositada en nosotros por Patria Investments y de poder acompañar el crecimiento del sector solar en Colombia con la misma excelencia técnica que caracteriza a Ventus”, concluyó el Gerente de O&M.
Puerta de Oro es un proyecto que marca un antes y un después para la transición energética en Colombia. Su reconocimiento como uno de los parques solares más grandes del país y su entrada en operación en este 2026 reflejan no solo su magnitud, sino la responsabilidad que implica garantizar su funcionamiento eficiente y sostenible en el tiempo.
“Para nosotros, la operación no es una fase posterior al desarrollo, sino el corazón que garantiza que el proyecto entregue valor real al sistema energético del país. La presencia de Ventus en Puerta de Oro fortalece nuestra visión de largo plazo: una planta que opere con excelencia técnica, optimice su rendimiento y contribuya de manera sostenida a la seguridad energética de Colombia”. Afirmó Luis Alberto Páez, CEO Plataforma de Energía, Patria Investments y CEO Puerta de Oro.
Con esta nueva adjudicación, Ventus reafirma su liderazgo en toda la cadena de valor de la energía renovable, desde la ingeniería y construcción (EPC) hasta la gestión y operación de activos, fortaleciendo su presencia y compromiso con el desarrollo energético sostenible de Colombia y América Latina.
La Comisión de Evaluación Ambiental de la Región de Magallanes dio su aprobación unánime a la Resolución de Calificación Ambiental (RCA) del parque eólico Faro del Sur, impulsado por HIF Global, marcando un nuevo hito para el despliegue de energías renovables en el extremo sur de Chile.
Localizado en el sector de Cabo Negro, el proyecto contempla una inversión cercana a los USD 500 millones y la instalación de 62 aerogeneradores de tecnología avanzada, con una capacidad total de 372 MW. Su escala lo posiciona entre los primeros desarrollos eólicos de gran envergadura en Magallanes, orientados al suministro de electricidad limpia para procesos industriales de alta demanda energética.
La energía producida por Faro del Sur será transportada mediante una línea de transmisión subterránea de aproximadamente 12 kilómetros hasta complejos industriales vinculados a combustibles renovables. En particular, abastecerá a la futura planta de e-combustibles de Cabo Negro, también promovida por HIF Global, que prevé la producción de e-metanol y otros combustibles carbono neutrales a partir de energía eólica y fuentes renovables complementarias.
Desde el ámbito regional, autoridades subrayaron que la aprobación del proyecto entrega certezas ambientales y regulatorias, al tiempo que impulsa un modelo productivo con mayor valor agregado local, generación de empleo y un aporte directo a la diversificación de la matriz energética de Magallanes.
El parque incorporará aerogeneradores de tres palas y última generación, diseñados para capturar de manera eficiente los intensos vientos característicos de la región. Junto con la infraestructura asociada, Faro del Sur se proyecta como un referente en el desarrollo de energías renovables a gran escala en el sur del país.
La iniciativa se integra a un ecosistema en expansión vinculado al hidrógeno verde y sus derivados, en el que Magallanes se ha consolidado como un polo estratégico gracias a sus condiciones climáticas favorables y su potencial para articular cadenas productivas de e-combustibles.
La aprobación unánime del proyecto envía una señal positiva a los inversionistas sobre la solidez del marco regulatorio chileno para iniciativas de energías limpias, en un contexto donde múltiples proyectos buscan avanzar desde la tramitación ambiental hacia su construcción.
Expertos destacan que desarrollos como Faro del Sur no solo contribuyen a la reducción de emisiones y a la diversificación de la matriz energética, sino que también fortalecen la proyección de Chile como exportador de energía y combustibles renovables, un eje central de su estrategia energética y climática de largo plazo.
La Comisión Nacional de Energía (CNE) de Chile abrió la convocatoria a los interesados a participar en la etapa de presentación de propuestas de proyectos de expansión de la transmisión, así como a las empresas distribuidoras a presentar los informes de obras de expansión de sus sistemas de distribución, en el marco del proceso de Planificación Anual de la Transmisión correspondiente al año 2026.
Esta convocatoria se realiza conforme a lo dispuesto en el artículo 91° de la Ley General de Servicios Eléctricos y en los artículos 81, 107, 108 y 109 del Reglamento de los Sistemas de Transmisión y de la Planificación de la Transmisión, aprobado mediante el Decreto Supremo N° 37 de 2019 del Ministerio de Energía, publicado en el Diario Oficial el 25 de mayo de 2021.
Las propuestas de proyectos de expansión de la transmisión y los informes de expansión de los sistemas de distribución correspondientes al año calendario 2026 podrán presentarse entre el 20 de febrero y el 20 de abril de 2026, a través del correo electrónico oficinadepartes@cne.cl, con copia a plandeexpansion2026@cne.cl
Los antecedentes deberán cumplir con los requisitos mínimos establecidos en el Reglamento, así como con los documentos técnicos “Definición de requerimientos” e “Informe empresa Distribuidora – Artículo 81”, los que se encuentran disponibles en el sitio web institucional www.cne.cl, en el apartado “Expansión de Transmisión”, “Año 2026”, “Convocatoria para la presentación de Propuestas de Proyectos de Expansión de la Transmisión e Informes de Obras de Expansión de los Sistemas de Distribución”.
Asimismo, y de acuerdo con lo señalado en el artículo 109 del Reglamento, dentro de los 60 días siguientes al cierre del plazo de presentación, la CNE podrá solicitar antecedentes complementarios o aclaraciones respecto de las propuestas recibidas, y desestimar aquellas que no cumplan con los requisitos mínimos necesarios para su evaluación técnico-económica.
Con este proceso, la Comisión Nacional de Energía avanza en el fortalecimiento de la planificación del sistema eléctrico nacional, promoviendo un desarrollo eficiente, seguro y oportuno de la infraestructura de transmisión y distribución del país.
Diego Trabucco asume como presidente y CEO de Nova Energy, la empresa que operará los activos de DLS en Santa Cruz y Chubut.
La venta de los activos de la empresa de servicios DLS en la Cuenca del Golfo de San Jorge se completó formalmente con el surgimiento de Nova Energy Argentina. Como parte de esa movimiento empresario Diego Trabucco, el fundador de Aconcagua Energía, pasa a desempeñarse como presidente y CEO de la nueva sociedad.
La venta, que fue aprobada formalmente en Oslo, dado que DLS es controlada por el grupo multinacional Archer que está fondeado en Noruega, contempla la cesión de 24 equipos de pulling y workover ubicados en Chubut y Santa Cruz.
La operación posiciona a una nueva estructura de capitales regionales al frente de uno de los servicios de torre críticos para el desarrollo convencional. El traspaso incluye el manejo de todas las operaciones en las dos provincias que comparten la Cuenca del Golfo.
La composición societaria de la nueva firma refleja un fuerte anclaje local, al estar integrada por el grupo conformado por Vientos del Sur S.A. y SGA Servicios S.A. -referenciadas en el empresario Pablo Pires– en alianza con Aconcagua Energía Ltd. Esta sociedad busca dar previsibilidad a una zona que atraviesa una profunda transformación industrial.
El cambio de manos cuenta con el respaldo de Jorge ‘Loma’ Ávila y de sus principales alfiles en la conducción del sindicato de petroleros privados de Chubut. El aval del líder gremial es clave para viabilizar el redimensionamiento (resizing) del personal empleado por DLS, que hoy ronda los 740 operarios.
El foco en seguridad y eficiencia
La naciente Nova Energy confirmó que mantendrá su centro neurálgico en la base de Comodoro Rivadavia, desde donde se coordinará la actividad para los yacimientos que operan en la cuenca.
El grupo noruego Archer aprobó la venta de los activos de DLS en la Cuenca del Golfo para concentrarse en Vaca Muerta.
Trabucco señaló que el foco inmediato estará puesto en la seguridad y la eficiencia de las operaciones, con una mirada de largo plazo. «Iniciamos esta etapa con el compromiso de fortalecer las operaciones y generar valor sostenible para nuestros clientes«, afirmó el ejecutivo con el antecedente de su gestión energética independiente.
Con el repliegue de las grandes multinacionales de servicios hacia el shale de Neuquén, actores locales y grupos independientes asumen el desafío de sostener la productividad de los yacimientos maduros. Este fenómeno se aceleró a partir del retiro de YPF de diversas áreas en la Patagonia, dejando el espacio para que compañías con estructuras más ágiles tomen la responsabilidad de la operación.
Tras esta operación, DLS Archer concentrará sus actividades en servicios de perforación y workover en el yacimiento no convencional deVaca Muerta, donde recientemente se anunció la adjudicación de un contrato estratégico con YPF de alta relevancia para la compañía.
También brindará servicios en proyectos especiales de perforación no convencional en el área Palermo Aike y proyectos exploratorios de perforación profunda.
El litio está entre los minerales críticos procesados y sus productos derivados cuya importación Washington busca condicionar.
El gobierno de los Estados Unidos recibirá este miércoles en Washington a ministros de la Argentina y de otros países en una cumbre sobre minerales críticos. La administración de Donald Trump está considerando la posibilidad de establecer precios mínimos en el comercio de minerales. El canciller Pablo Quirno confirmó su asistencia al encuentro. Según pudo saber EconoJournal, también estará presente el secretario de Minería, Luis Lucero.
Trump anunció este lunes el proyecto Vault, una iniciativa de US$ 12.000 millones para crear una reserva estratégica de estas materias primas. El anuncio fue un adelanto de las claves de la agenda programática que el secretario de Estado, Marco Rubio, expondrá y buscará consensuar con los ministros extranjeros.
La cumbre sobre minerales críticos organizada por el Departamento de Estado de EE.UU. permitirá a las autoridades argentinas y a empresas mineras con proyectos en el país conocer cuál es la propuesta concreta de la administración Trump para hacer frente a las prácticas de manipulación de precios del gobierno chino, que según Washington desalientan inversiones occidentales en minerales críticos y sobre todo en tierras raras.
Cuáles son los minerales críticos
El listado oficial de minerales críticos en los EE.UU. fue actualizado en noviembre e incluye minerales claves para la industria tecnológica y la transición energética como litio, cobre, uranio, plata, boro, plomo, carbón metalúrgico, fosfato, potasa y silicio. Las tierras raras son 17 elementos químicos claves para las industrias de punta tecnológica, como la industria militar.
El tema es de particular interés para las compañías mineras en la Argentina que producen y exportan carbonato de litio debido a que el gobierno estadounidense está poniendo el foco en los minerales críticos procesadosy sus productos derivados (PCMDPs por sus siglas en inglés). Chile y la Argentina representan más del 90% de las importaciones de litio en los EE.UU.
La principal preocupación entre los gobiernos y las mineras es cómo crear un entorno de menor volatilidad para los precios. Algunas medidas proactivas de la administración Trump, como el otorgamiento de precios mínimos para determinados proyectos de minerales críticos y de extracción y refinamiento de tierras raras en EE.UU., son respaldadas por socios como Australia.
Cómo operan los precios mínimos que busca fijar Trump
Los precios mínimos para minerales críticos y tierras raras son precios sostén que el gobierno federal acuerda pagar a determinadas empresas para respaldar el repago de sus inversiones. Si al momento de vender su producción el precio en el mercado es inferior al precio mínimo, el gobierno federal pagará esa diferencia.
Sin embargo, el gobierno estadounidense estaría evaluando acotar la aplicación de esa herramienta debido a su costo fiscal y consideraciones de política doméstica, según reportó la agencia Reuters.
De todas formas, el Departamento de Estado espera consensuar este miércoles con los ministros extranjeros algún tipo de mecanismo de fijación de precios para las tierras raras.
Al encuentro asistirán ministros de países de la Unión Europea, Reino Unido, Francia, Alemania, Italia, Canadá, Australia, Japón, India, Corea del Sur, Argentina y de otros Estados.
Qué hay detrás de la iniciativa de EE.UU.
Portfolio de proyectos mineros de litio y cobreen la Argentina.
El principal tema de interés para el gobierno argentino y las empresas mineras con proyectos en el país será entender qué propone la administración Trump en concreto y evaluar los potenciales impactos en las inversiones mineras fuera de EE.UU.
Trump parece querer alcanzar un consenso para acelerar inversiones mineras en EE.UU. y en países aliados. El presidente estadounidense publicó en enero una proclama (declaración de política pública) relacionada con la importación de minerales críticos procesados y sus productos derivados (tierras raras), en base a un reporte de la Secretaría de Comercio.
El reporte concluye que las importaciones de PCMDP generan distorsiones que ponen en riesgo la seguridad nacional. «EE.UU. depende demasiado de fuentes extranjeras de PCMDP, carece de acceso a una cadena de suministro suficientemente segura y confiable, está experimentando una volatilidad de precios insostenible con respecto a los mercados de minerales críticos y sufre un debilitamiento de la capacidad de producción y fabricación interna», explica la proclama de Trump.
La propuesta para corregir esas distorsiones es negociar precios mínimos. “Al negociar, la Administración, trabajando con nuestros aliados, promoverá la adopción de precios mínimos para el comercio de PCMDPs”, anunció la Casa Blanca.
Sin embargo, si las conversaciones no avanzan en la dirección deseada, Trump dejó abierta la posibilidad de tomar medidas retaliatorias como aplicar aranceles o fijar de forma unilateral precios mínimos de importación de PCMDPs. “Dependiendo del estado o resultado de dichas negociaciones, podría tomar otras medidas para ajustar las importaciones de PCMDP para abordar la amenaza a la seguridad nacional”, advirtió Trump en la proclama.
Fuentes en la industria señalaron a EconoJournal que no hay claridad sobre cómo estas propuestas potenciarían la inversión minera en la Argentina. “La información oficial que hay disponible (de la administración Trump) genera una contradicción, porque lo que se estaría proponiendo iría en favor de la inversión en EE.UU.”, indicó un alto directivo de una empresa con proyectos mineros en el país que pidió reserva de nombre.
Argentina y EE.UU suscribieron en 2024 un memorando de entendimiento (MoU) para la Cooperación en Minerales Críticos. El Acuerdo Marco de comercio e Inversión entre ambos países anunciado en noviembre también señala a los minerales críticos como un tema de interés.
En materia de comercio de minerales críticos, al menos un 30% de las importaciones de litio en los EE.UU. provienen de la Argentina, ubicándose segunda detrás de Chile, país que suele representar el 50% del abastecimiento estadounidense desde el extranjero.
Tanto la Argentina como Chile exportan principalmente carbonato de litio, un producto con un valor agregado mayor al espodumeno o petalita exportada desde Australia o Zimbabue. El litio y el uranio están entre los minerales críticos procesados señalados en la proclama de Trump.
El Estado federal ingresó como accionista en MP Materials, una empresa de California especializada en refinación de tierras raras.
El Secretario de Estado, Marco Rubio, conversará con los ministros distintas opciones para alentar las inversiones en extracción y refinamiento de tierras raras. Una alternativa es el estableciento de precios mínimos en el comercio de tierras raras, aunque no está claro cómo esto podría ser implementado.
EE.UU. y otros países están aplicando políticas de inversión pública en el sector minero. Por ejemplo, la administración Trump decidió entrar como accionista en compañías mineras con proyectos de extracción y refinamiento de tierras raras y otorgar precios mínimos para determinados proyectos.
La propuesta de establecer precios mínimoscomenzó a ser evaluada durante la administración de Joe Biden. El Departamento de Energía estudió en ese momento la posibilidad de ofrecer precios sostén a productores y procesadores domésticos de minerales críticos. El gobierno asumiría el costo de la diferencia entre el precio mínimo y el precio de mercado si este último cae por debajo del precio pactado.
Este respaldo estaría disponible por un tiempo limitado y se aplicaría sólo a proyectos que el Departamento de Energía considere que están cerca de ser comercialmente competitivos pero que están siendo desafiados por la manipulación de precios en el extranjero.
La iniciativa fue finalmente aplicada por la administración Trump. El Congreso aprobó en julio de 2025 un presupuesto de US$ 7500 millones en minerales críticos para el Departamento de Guerra, destinados a ofrecer precios sostén, comprar participaciones en empresas y acumular una reserva estratégica de tierras raras.
El caso paradigmático en este nuevo enfoque es el acuerdo suscrito entre el Pentágono y MP Materials, una empresa de California. El acuerdo incluye una inversión de capital de US$ 400 millones del Departamento de Guerra, un préstamo gubernamental de US$ 150 millones, acuerdos de venta de producción a empresas como General Motors y Apple, precios mínimos garantizados y un compromiso de financiación privada de US$ 1000 millones de JP Morgan y Goldman Sachs.
Este acuerdo permitió destrabar un segundo acuerdo en noviembre para la construcción de una refinería de tierras raras en Arabia Saudita. MP Materials y el Pentágono adquirirán el 49% de una joint venture que se creará con la empresa saudita Mareen para la construcción y explotación de la planta. MP Materials aportará el know-how de refinación y el gobierno estadounidense una parte del financiamiento para el proyecto.
El proyecto en Arabia Saudita es un ejemplo práctico de cómo el apoyo de EE.UU. a empresas estadounidenses podría traducirse en inversiones en tierras raras y minerales críticos en el extranjero.
Tierras raras y precios mínimos en el plano internacional
Los países del G-7 y Australia debatieron la aplicación de precios mínimos para las tierras raras en una reunión de ministros de Finanzas a comienzos de enero, aunque no está claro cómo un mecanismo de fijación de precios podría ser llevado al plano internacional.
Tanto los gobiernos como las empresas consideran que los productores chinos están comercializando las tierras raras a un precio muy bajo para evitar el ingreso de nuevos competidores.
El gobierno australiano considera que EE.UU. debe seguir otorgando precios preferenciales a más proyectos. Sin embargo, Reuters reportó que funcionarios de la administración Trump en una conversación privada con empresarios mineros advirtieron que deben planificar sus proyectos sin pensar en obtener precios preferenciales. El gobierno no tendría los consensos suficientes en el Congreso para aprobar el presupuesto necesario para expandir esa política.
Por lo pronto, el subsecretario de Estado para Asuntos Económicos de Estados Unidos, Jacob Helberg, adelantó que esperan alcanzar algún acuerdo en materia de precios para promover inversiones en extracción y refinamiento de tierras raras.
En declaraciones a la agencia Bloomberg, Helberg dijo que espera mucho «impulso y entusiasmo» en el encuentro de esta semana para «acordar un mecanismo de precios que podamos coordinar todos juntos para garantizar la estabilidad de precios para quienes trabajan en el negocio de refinación y extracción de minerales«.
Cuando se le pidió más detalles sobre el mecanismo de fijación de precios, Helberg remitió el asunto a la Casa Blanca y al Representante Comercial de Estados Unidos, Jamieson Greer. “La clave es conseguir que otros países se sumen”, evaluó el funcionario.
La incógnita podría comenzar a despejarse en la reunión de este miércoles en Washington a la que asistirán los ministros argentinos.
La Autoridad Nacional de la Competencia (ANC) citará en las próximas semanas a directivos de las empresas del mercado de gas natural, tanto a representantes de firmas distribuidoras y transportistas del segmento regulado como a comercializadoras del segmento no regulado, para analizar si existió algún tipo de irregularidad en la venta de gas a industrias y estaciones de Gas Natural Comprimido (GNC).
La medida surge a raíz de una presentación realizada por el Ministerio de Producción de la provincia de Santa Fe, que advirtió que las industrias de su jurisdicción pagaron por el fluido un precio del gas similar al de la importación desde Bolivia, que supo superar los 10 dólares por millón de BTU, cuando en realidad tendrían que haber abonado un importe en la banda del Plan Gas para la Cuenca Neuquina, en el orden de los US$ 3,50 por millón de BTU.
Desde la provincia apuntaron a falta de actualización del mix de cuencas, lo que constituye una barrera a la competitividad que el propio Estado debe remover. Afirman que se deben reajustar los contratos de transporte para que reflejen la disponibilidad efectiva de gas por cuenca.
El incremento de producción de shale gas para el abastecimiento interno provocó que muchos contratos de transporte firme se mantuvieran en rutas que ya no cuentan con gas real. Esta desconexión entre los contratos vigentes y la disponibilidad física de los gasoductos es el escenario que permitió que se facturaran precios atados a cuencas en retroceso cuando el fluido ya provenía mayoritariamente de la Cuenca Neuquina.
Ante esto, el Enargas reconoció, en su respuesta a la que accedió este medio, que «el mercado cambió sustancialmente» y que hoy se depende de inversiones para modificar el sentido de los ductos del Gasoducto Norte para suplir la caída de inyección.
El ente advirtió que no resulta aceptable que el costo de transporte sea dispar para una misma categoría de clientes, e instó a la provincia a que «los clientes que se sientan perjudicados efectúen presentaciones individuales, aportando los elementos de juicio que permitan una adecuada evaluación de cada caso», dejando la puerta abierta a una revisión más profunda si se prueban desvíos.
La ANC citará a directivos de compañías del sector
Eduardo Montamat, titular de la ANC, explicó a EconoJournal que ese organismo autárquico ya realizó una investigación preliminar sobre el mercado de gas, pero se profundizará convocando a referentes del sector privado para determinar los pasos a seguir y las posibles derivaciones regulatorias del caso.
La investigación de la ANC se vincula con el proceso de reordenamiento integral que lleva adelante la Secretaría de Energía para corregir las distorsiones acumuladas por la declinación de las cuencas Norte y Austral. Tal como público EconoJournal hace una semana, la realidad del mercado cambió drásticamente en los últimos 15 años a partir de la centralidad de Vaca Muerta.
“El mercado que vamos a analizar no es solo el de Santa Fe, sino que se puede extender a todo el país. Identificaremos a las empresas prestadoras de servicios y citaremos a sus representantes, no en carácter de imputados, sino en una especie de testimonial o audiencia informativa para conocer el funcionamiento de este sector”, señaló Montamat.
Con la reversión del Gasoducto del Norte, la Argentina dejó de importar gas de Bolivia y cubrió su demanda desde la Cuenca Neuquina.
La investigación buscará también recabar opiniones de expertos y de consumidores finales, abarcando desde grandes industrias hasta estaciones de GNC. Según Montamat, el equipo técnico a cargo buscará la información necesaria para evaluar la presentación de Santa Fe. La investigación podría tener tres escenarios posibles para esta etapa.
Archivo de las actuaciones: este primer camino se tomaría si, tras analizar los datos y testimonios, el organismo determina que «no hay problema de competencia» en el mercado de gas natural por redes.
Recomendación regulatoria: si la investigación detecta que las distorsiones de precios no son producto de una conducta anticompetitiva, sino de fallas en las normas vigentes, la ANC formularía «una recomendación» a los entes pertinentes para corregir el problema regulatorio.
Identificación de conducta anticompetitiva: en el caso más extremo, si se identifica que hubo una conducta deliberada para distorsionar el mercado, la ANC procederá a «identificar» dicho accionar para iniciar las acciones sancionatorias que correspondan.
Lo que se alerta desde esta presentación de la provincia de Santa Fe activó el radar sobre un negocio donde, a partir de resoluciones previas de larga data, se permitió que las distribuidoras posean sus propias comercializadoras, un esquema que en el sector se reconoce que en la actualidad amerita una revisión en un contexto de competencia y desregulación del mercado.
Distorsiones entre precio físico y facturado
El origen de la controversia se remonta a mediados de 2025, cuando el Ministerio de Producción de Santa Fe, encabezado por el ministro Gustavo Puccini, detectó supuestas anomalías a partir de los datos publicados por el Enargas. Según el ministro, «la información oficial ya visualizaba una provisión casi nula de la Cuenca Noroeste y del gas importado de Bolivia, los cuales históricamente abastecían a la región».
“Hicimos la cuenta entre el costo de Bolivia y el de Vaca Muerta, de donde proviene desde hace dos años la totalidad del gas, claramente era más ventajoso en precio. Si el ‘mix’ en lo físico ya no contenía ese gas caro porque por el caño no estaba pasando, pero me lo seguís cobrando como en años anteriores, la situación ameritaba una revisión por desactualización de tarifas”, explicó Puccini a EconoJournal.
Para el ministro Puccini hay un sobrecosto de hasta el 40% en el gas que reciben las empresas de Santa Fe.
El funcionario santafesino destacó que alrededor de 400 grandes industrias y las estaciones de servicio de la provincia, que poseen contratos anuales, pusieron esta situación sobre la mesa. Según las estimaciones oficiales, de haberse aplicado el precio real del suministro vinculado a la Cuenca Neuquina, la baja de costos para estos sectores habría oscilado entre un 20% y un 40% hacia julio pasado.
Ante esta situación que tambien se refleja con matices en otras provincia de la zona centro, Santa Fe elevó el reclamo por escrito con copia al interventor del Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas), el recién renunciado Carlos Casares, a la secretaría de Energía, María Tettamanti, al secretario de Producción, Pablo Lavigne, al viceministro de Economía, Daniel González, y al ministro de Desregulación y Transformación del Estado, Federico Sturzenegger.
“En todo esto hay mucho por desregular y por revisar. Los distintos funcionarios nacionales con los que venimos hablando desde entonces aceptaron que esto estaba sucediendo y que las tarifas necesitan un rediseño. Es necesario que los contratos vigentes se cumplan, pero garantizando la competitividad de la matriz energética”, subrayó el ministro santafesino.
El horizonte de las renegociaciones
El conflicto cobra especial relevancia ante el vencimiento de los contratos anuales de suministro para las grandes empresas, previsto para abril. El gobierno de Santa Fe busca que las industrias locales puedan sentarse a renegociar con costos actualizados que reflejen la realidad física del sistema de transporte, evitando las inequidades respecto a otras provincias como Buenos Aires.
Para el gobierno santafesino, la intervención de la ANC y el reciente anuncio de un reordenamiento de las rutas de transporte impulsado por el área energética del gobierno nacional —bajo la dirección de González y Tettamanti— aparecen como los dos pilares que definirán el nuevo esquema comercial.
La Secretaría de María Tettamanti apura un reordenamiento del mix de cuencas que rige la comercialización de gas en todo el país.
Mientras la Secretaría de Energía avanza en transparentar la disponibilidad de gas por cuenca para corregir las distorsiones de los últimos 15 años, la ANC deberá determinar si el «mix» de precios cobrado hasta ahora constituyó un perjuicio deliberado para los usuarios industriales del interior del país, y si el mismo va mas allá de la provincia de Santa Fe y alcanza a usuarios de otras jurisdicciones como se asegura en el sector.
La preocupación del gobierno santafesino también se enmarca en un plan de infraestructura energética provincial que se ejecuta actualmente con una inversión de $200.000 millones para la construcción de 600 kilómetros de gasoductos troncales, con el fin de llevar gas natural a 45 localidades que hoy se abastecen con garrafas.
“Necesitamos más redes para el gas de Vaca Muerta. Muchos pueblos no tienen gas y esto genera desigualdades. La llegada del gas es comparable a lo que fue el ferrocarril; permite que las empresas se queden y mejoren su competitividad”, señaló Puccini.
El ministro mencionó casos de empresas lácteas y frigoríficos en el cordón oeste santafesino que, ante la falta de gas natural, evalúan trasladarse a Córdoba, donde el costo energético resulta más competitivo.
El Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) rechazó la queja formal de la provincia de Santa Fe por el costo del gas industrial en su distrito, al señalar que si bien hay necesidad de ajustar el esquema tarifario para que guarde relación con los flujos reales de las cuencas, cualquier modificación estructural depende de un acuerdo integral entre los actores del sector.
Para el ente, el sistema actual atraviesa un «período de transición» y el rediseño del sistema en el que se trabaja, tal como reveló EconoJournal días atrás para que se refleje el mix de cuencas actual -el punto central del reclamo santafesino- requiere de inversiones en nueva infraestructura, lo que no permite ejecutarse de forma unilateral ni inmediata en resguardo de la seguridad jurídica.
Así, el organismo atendió mediante una nota al planteo del ministro de Producción santafesino, Gustavo Puccini, que señaló un perjuicio para cientos de industrias y estaciones de GNC de su provincia por lo que considera es una disociación entre la realidad productiva y el esquema tarifario, lo que provoca que se pague un gas a valor de importación de Bolivia cuando el fluido proviene de Vaca Muerta, lo que resultaría mucho más económico y competitivo.
Esa presentación también se hizo extensiva a distintas dependencias del Gobierno nacional, entre ellas la Autoridad Nacional de la Competencia, un ente autárquico que citará a los directivos de las empresas del mercado del gas -del sector regulado como el desregulado- para analizar eventuales irregularidades en la comercialización del flujo a las industrias, tal como publicó este medio.
Un cambio drástico en el mercado del gas
A través de la nota a la que tuvo acceso EconoJournal, el Enargas bajo la intervención del recientemene renunciado Carlos Casares, explicó que «el mercado cambió drásticamente desde la privatización del servicio y se perdió el volumen casi total de la cuenca Noroeste y un 40% aproximadamente de la cuenca Austral».
Esa realidad productiva motivó inversiones para cambiar el sentido de los ductos del Gasoducto Norte y construir nuevos ductos para transferencias entre distintos sistemas de transporte con afectación incluso a las transportistas, por lo que el Enargas expresó que «se está atravesando un período de transición y es por ello que todo el sistema tarifario asociado a la nueva realidad debe ser analizado con detenimiento«.
Carlos Casares, interventor saliente del Enargas, fue el encargado de la respuesta al reclamo de Santa Fe por el precio del gas a industrias.
«Las distribuidoras -continuó- contractualizaron el transporte necesario para abastecer a su demanda prioritaria, en contratos de largo plazo, que se encuentran plenamente vigentes y que hasta el momento continúan desde el punto de vista tarifario asociados a los sentidos de flujo del gas como si las cuencas mantuvieran los volúmenes que otrora producían».
Por tal motivo, el Enargas admirió que «es necesario un cambio que se está analizando junto con la Secretaría de Energía, pero ello requiere de un rediseño y consenso de todas las partes para no incidir en los derechos emergentes de contratos vigentes».
En ese sentido, recordó que en la Revisión Quinquenal Tarifaria (RQT), que determinó las tarifas a partir de mayo de 2025 hasta abril 2030, «los cuadros tarifarios fueron emitidos con carácter provisorio, atento a que la futura configuración del sistema de transporte requerirá cambios en la estructura tarifaria, según los puntos de recepción y entrega del gas a ser transportado, respetando el flujo y sentido de circulación del gas», sin alterar el requerimiento de ingresos total de cada transportista.».
Limitaciones de infraestructura o de regulación
A pesar de la tarea pendiente, el ente aclaró que «las inequidades no son consecuencia de decisiones de regulación, sino de limitaciones en la infraestructura de transporte de gas, que fueron consecuencia de una política energética asociada a una política económica y de tarifas de transporte que limitaron el crecimiento de la infraestructura».
Respecto a presuntos sobrecostos en la comercialización, el ente regulador explicó que «el mix de transporte para los clientes UNB -aquellos usuarios que deben compra el gas por fuera del servicio de transporte y distribución regulado- lo determinan las distribuidoras considerando la prioridad de la demanda de hogares y la cuenca de origen de sus contratos de abastecimiento».
«En función de los excedentes de transporte sin gas asignado -agrega-, la distribuidora ofrece a los clientes UNB el denominado MIX de transporte para los clientes UNB. En la medida que ese transporte se encuentre ocioso para la distribuidora por faltante de gas en la cuenca, el contrato que pueda obtener desde otra cuenca el cliente UNB, llegará al City Gate de la distribuidora sin costo de servicio de Intercambio y Desplazamiento».
La conclusión que acompaña esa explicación del Enargas es que «Los clientes UNB pueden contratar el servicio de transporte con la distribuidora (o con la transportista) en condiciones y precios regulados, o hacerlo de manera directa a terceros bajo las condiciones y precios libremente pactados», pero resaltó que «la distribuidora debe tratar en un pie de igualdad a todos sus clientes UNB«.
La hostilidad desplegada entre el Grupo Techinty el Gobierno tomó por sorpresa a los más distraídos. Después de que la empresa india Welspun ganara la licitación por la provisión de tubos para el proyecto Gas Natural Licuado de Southern Energy (SESA) de Vaca Muerta y desplazara a Tenaris, el clima se enrareció.
El conflicto escaló con particular fuerza luego de que el presidente Javier Milei criticara elípticamente a Paolo Rocca, CEO del holding en el marco del Derecha Fest de Mar del Plata. En ese contexto, Milei calificó de “chatarrín” a Rocca. “Aquellos que tienen productos más caros y de peor calidad no son dignos del favor del mercado”, dijo en alusión a la estrategia fallida de Tenaris de intentar igualar la oferta india y amenazar incluso con denunciar por dumping a la ganadora.
La pregunta es por qué. En una edición especial de Dínamo, Nicolás Gandini, director de EconoJournal, Silvia Naishtat, editora de la sección de economía de Clarín, Nicolás Gadano, economista jefe de Gabinete en el Ministerio de Economía, Juan José Carbajales, ex subsecretario de Hidrocarburos de la Nación y Florencia Barragán, economista y periodista especializada en economía desvelaron cada una de las aristas del conflicto.
Conflicto Techint vs Gobierno: Por qué es diferente esta vez
Milei aludió a Paolo Rocca durante el desarrollo del Derecha Fest de Mar del Plata.
«¿Es esta la primera vez que esto le pasa a Techint? No, le pasó con Cristina Kirchner, Axel Kicillof dijo ´los vamos a fundir´. Pero una cosa es ese estilo de ataque el que se subió el presidente Milei”, sostuvo Silvia Naishtat haciendo eje en el peso específico de Paolo Rocca especialmente entre sus pares.
Incluso soslayando el estilo del presidente -que ha hecho este tipo de declaraciones contra otros personajes públicos- lo que difiere esta vez es el contexto. Y es que el Gobierno opina en el marco de una licitación que en definitiva fue entre privados.
Sobre este punto hizo especial énfasis Gadano. “Techint aparentemente hizo una oferta un poco cara (…) perdieron y las reglas del concurso, es decir, la licitación que hizo Southern Energy no preveía un derecho de preferencia o de empardar la oferta”.
Gadano sumó un factor importante dentro del nuevo escenario del conflicto y que podría explicar, en parte, la diferencia del 40% entre la oferta de Techint y la de sus competidoras: el RIGI. El Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones otorga a las empresas adheridas la posibilidad de importar sin aranceles. Al menos una porción del desfasaje entre las ofertas podría tener en este punto su origen.
Aún así, esa diferencia entre la oferta inicial de Tenaris y la que hizo posteriormente, tuvo un trasfondo de peso. De acuerdo con Gandini, fuentes del grupo Techint indicaron que ellos “hicieron una oferta de right to match, esto es, igualar a la oferta del ganador. Sin embargo, ese precio implicaba que Tenaris fuera a pérdida pero le hubiera permitido no cerrar la planta de Valentín Alsina”.
La “apertura inteligente” de Techint y la distancia del Gobierno
Paolo Rocca, CEO del Grupo Techint, había expuesto anteriormente su idea de una «apertura inteligente» en relación a las importaciones.
Ahora bien: más allá de los conflictos con gobiernos previos, la relación de Paolo Rocca con el gobierno había tenido un momento de rispidez previo cuando el presidente de Techint había hablado de “apertura inteligente”. La frase había resonado de modo despectivo en el gobierno que tomó al calificativo «inteligente» como algo personal.
Pero la mirada del gobierno se posa en las ventajas comparativas, y no en la selección de oportunidades, según explicó Florencia Barragán. Desde esa perspectiva “cada país se va a dedicar a lo que es competitivo y no hay ningún proyecto productivo que acompañe. (…) La lógica detrás de todo esto es que los otros países subsidien, nosotros vamos a comprar más barato”. El punto, indicó la economista, es que no hay planteado ningún plan de contención.
En efecto, la de Welspun no fue la primera licitación ganada por una empresa india, según recordó Carbajales sino que tuvo antecedentes previos.
Finalmente, en esa misma línea, Carbajales profundizó en el impacto de la política del gobierno en un contexto internacional en donde los países buscar resguardar su producción y Argentina, en cambio abre sus puertas. “En este momento el gobierno no solo dice ´Yo no solo no hago nada´ sino que abre su economía para que vengan proveedores más competitivas…pero qué daño estás haciendo aguas adentro?”., concluyó.
El gobierno oficializó la suba del precio mayorista de la electricidad a través de la resolución 22/2025.
El gobierno sorprendió este viernes al actualizar un 21% el precio mayorista de la energía eléctrica para los hogares. La suba se explica fundamentalmente por la actualización del tipo de cambio de referencia y por la decisión política de poner fin al atraso que se acumuló durante el segundo semestre del año pasado cuando se utilizó esta variable como un amortiguador para evitar un mayor aumento de tarifas durante la campaña electoral.
Los usuarios que perciben subsidio no sentirán el impacto en sus facturas en el corto plazo porque al mismo tiempo se decidió aumentar de modo excepcional la bonificación para esos hogares como parte de la transición destinada a dejar atrás el régimen de segmentación vigente. Sin embargo, los hogares que pagan la tarifa plena, más del 40% del total, tendrán aumentos superiores al 10% ya que el precio mayorista es el principal componente de su factura.
La resolución 604/25 de fines de diciembre había fijado un Precio Estabilizado de la Energía (PEE) de $61.200 por MWh en promedio y un Precio Estabilizado de Servicios Adicionales (PESA) de $4927, lo que arrojaba un total, sin tomar en cuenta la potencia, de $66.127 por MWh. La resolución 22/2026 publicada este viernes elevó el PEE a $73.629 y el PESA a $6447. En total, el valor se elevó a $80.076, un 21 por ciento más que el valor fijado en diciembre.
Las razones del aumento del precio mayorista
Una de las razones que explica esta suba es el tipo de cambio ya que la programación estacional anterior había tomado un valor de referencia de $1330 y en esta nueva programación, que estará vigente entre el 1 de febrero y 30 de abril el dólar se fijó en $1450, un 9% más.
Otro factor clave es la decisión de recuperar el atraso que se había acumulado en el segundo semestre del año pasado en el precio mayorista cuando el gobierno decidió actualizar esa variable por debajo de la inflación o incluso bajarla en términos nominales, al mismo tiempo que siguió recomponiendo los márgenes de distribuidoras y transportistas para no poner en riesgo la rentabilidad del negocio regulado.
De hecho, EconoJournal informó sobre esta maniobra en octubre cuando el gobierno autorizó un aumento promedio de 1,9% en el precio de la electricidad que contempló un incremento de 3% en el Valor Agregado de Distribución y un 7,12% en el precio estacional del transporte, al mismo tiempo que redujo el precio estacional de la energía un 0,22 por ciento.
El gobierno optó entonces por asumir una suba de los subsidios en medio de la campaña electoral, pero sin poner en riesgo la rentabilidad de distribuidoras y transportistas porque el objetivo oficial es avanzar con una reforma del sector eléctrico que prevé, como condición necesaria, que las distribuidoras puedan firmar acuerdos con las generadoras sin la intervención de Cammesa, la empresa que administra el Mercado Mayorista (MEM), que es controlada por el Estado. Para que eso ocurra, los balances de las distribuidoras deben estar medianamente saludables.
Esa reforma eléctrica también está incidiendo paulatinamente en los costos del sistema porque está cambiando el mix que conforma los precios. El Precio Estabilizado de la Energía para hogares y comercios incluye ahora los contratos MEM firmados con Cammesa, que son más onerosos, y no todo el mix del sistema, ya que se comenzó a dejar afuera de ese cálculo a las máquinas térmicas y renovables que están compitiendo en el mercado a término y el spot. “Este aumento no responde a un shock puntual sino a un cambio de reglas: se empieza a reflejar el costo real del sistema eléctrico. La discusión de fondo ya no es el ajuste sino cómo se gestiona la energía en un mercado que deja atrás los precios administrados”, sostuvo a EconoJournalNadia Sager, CEO y fundadora de Geinsa.
Qué impacto tendrá en las tarifas
Los hogares que perciben subsidio no sentirán ahora el impacto de este ajuste porque el gobierno incrementó el porcentaje de bonificación que reciben sobre ese precio mayorista como parte de la transición para dejar atrás el esquema de segmentación que estaba vigente desde 2022.
Los hogares subsidiados tienen una bonificación del 50% del precio de la energía sobre un bloque de consumo mensual de 300 kWh -que se reduce a 150 kWh marzo, abril, septiembre, octubre y noviembre- y a ese porcentaje se le sumó un 25% adicional que se irá reduciendo mes a mes a lo largo del año. Ese adicional elevó en enero el porcentaje de subsidio al 75%, un valor mayor al 67% que venían percibiendo los N2 de ingresos bajos y al 52% que recibían los N3 de ingresos medios, según cifras del último informe del Observatorio de Tarifas y Subsidios del Instituto Interdisciplinario de Economía Política (IIEP), organismo de doble dependencia UBA y CONICET.
Quieres sí verán llegar facturas más abultadas son los hogares que no tienen subsidio, antes conocidos como N1, ya que hasta diciembre venían pagando el 95% del costo de la energía y ahora no solo pagarán el 100% sino que ese 100% implica un costo mayor por este ajuste que se le aplicó al precio mayorista. Para ese segmento, la suba de tarifas en febrero estará por encima del 10%, sobre montos significativamente más sustanciosos en comparación con lo que pagan los hogares subsidiados.
El ministerio de Economía oficializó, a través de una serie de resoluciones emitidas por los entes reguladores de la Electricidad (ENRE), y del Gas (ENARGAS) – en proceso de unificación en el ENRGE- los aumentos que regirán para el suministro de ambos servicios a partir de Febrero, y que comprenden a las empresas transportadoras y distribuidoras. Un resúmen formulado por la Secretaría de Energía en este sentido puntualizó que “los aumentos de tarifa promedio para febrero 2026” son:
Electricidad: +3.59 % de aumento promedio en el AMBA (para Edenor y Edesur). En el resto del país depende de cada jurisdicción provincial. Gas: +16.86 % de aumento promedio a nivel nacional.
La Secretaría a cargo de María Tettamanti describió “ejemplos de aumentos de gas en grandes centros urbanos”:
La categoría Residencial más numerosa (R1), que representa el 42 % del total de usuarios (casi 4 millones de usuarios) tendrá aumentos de $ 3.000 o menos. Aproximadamente 1 de cada 5 usuarios tendrá un aumento menor a $ 1.000. Para las primeras 4 categorías Residenciales (70 % del total de usuarios de gas a nivel pais), los aumentos se ubican, en promedio, entre los $ 960 y los $ 6.400. Para el resto de las categorías residenciales con mayores consumos (30 % del total), los incrementos van de los $ 2.900 a $ 11.300, en promedio.
Cabe destacar que los nuevos cuadros tarifarios publicados como anexos a la serie de resoluciones incluyen:
Cuota mensual correspondiente a la Revisión Quinquenal Tarifaria (RQT) que se está aplicando desde el año pasado hasta un total de 31 cuotas mensuales y consecutivas.
Aumento mensual por fórmula proporcional (IPIM+IPC) para que las tarifas no pierdan valor. En el caso de la electricidad el ajuste del mes es del 2,55 por ciento.
Aplicación del nuevo esquema de subsidios focalizados (SEF) que establece criterios de ingresos mensuales y situación patrimonial del usuario para determinar su calificación CON Subsidio, o SIN subsidio. El subsidio es parcial (hasta un límite de consumo según los meses del año) debiendo pagar la tarifa plena por el excedente.
Aplicación del precio de gas unificado (Precio Anual Unificado -PAU) /fijo en todo el año. “Esto genera un salto en febrero, pero en un mes de muy bajo consumo de gas”, sostuvo Energía.
Y añadió que “Se busca darle previsibilidad al usuario para que en los meses donde más necesita consumir gas (invierno) no se le dispare el precio. Se evita así sobresaltos estacionales de la factura a lo largo del año”. Pero dependerá del nivel de consumo.
Las nuevas tarifas detallan categorías específicas para usuarios residenciales, Sin y Con subsidio, y se reflejará el monto correspondiente en la factura como “Subsidio Estado Nacional”, para las categorías generales, clubes de barrio y pueblo, entidades de bien público y usuarios generadores.
En el caso del ENRE se publicaron las Resoluciones 28 a 46/2026 y comprenden a las empresas Transener, Transba, Transnoa, Transnea, Distrocuyo, Transpa, Epen, Transcomahue, Yacylec, Limsa, Litsa, Edersa, Enecor, Dpec, Transacue, Interandes, Transba (TIBA), Edesur y Edenor.
Para estas dos distribuidoras del AMBA se estableció un aumento del Costo Propio de Distribución (CPD) de 2,91 % y 2,98 %, y un Valor Agregado de Distribución (VAD) de $ 53,51 y de $ 58,07, respectivamente.
En el caso del ENARGAS, se publicaron las Resoluciones 32 a 50 autorizando aumentos a las empresas TGS, TGN, Compañía Enterriana de Gas, GasLink, Gasoducto Norandino, Refinería del Norte, Enel Generación Chile, Gasandes, Transportadora de gas del Mercosur, Enarsa, Litoral Gas, Camuzzi Gas Pampeana, Naturgy NOA, Distribuidoras de Gas Cuyana, GasNEA, Naturgy BAN, MetroGAS, Distribuidora Gas del Centro y Camuzzi Gas del Sur.
Otras resoluciones.
Por otra parte, Energía publicó la Resolución 22/2026 que actualiza los precios de la electricidad en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) y el sistema de Tierra del Fuego (MEMSTDF) para el período febrero-abril. También los p´recios de referencia de potenci (POTREF) y Estabilizado de la Energía (PEE).
Asimismo, Energía publicó la Resolución 23 que establece el Precio Anual Unificado (PAU) para el Gas, sobre el cual se aplicará, en caso de corresponder, la bonificación tarifaria limitada, en el marco del esquema SEF.
El Precio Anual Uniforme (PAU) es el precio sobre el cual aplicarán los beneficios establecidos en el marco del SEF, que podrá diferir del precio del gas natural en el punto de ingreso al sistema de transporte (PIST) a trasladar por el ENARGAS a la tarifa del usuario final en concepto de pass-trough o de diferencias diarias acumuladas (DDA), según corresponda, en el marco de lo dispuesto por los Artículos 37 y 38 de la Ley 24.076 (Marco Regulatorio del Gas).
El ministerio de Economía oficializó, a través de una serie de resoluciones emitidas por los entes reguladores de la Electricidad (ENRE), y del Gas (ENARGAS) – en proceso de unificación en el ENRGE- los aumentos que regirán para el suministro de ambos servicios a partir de Febrero, y que comprenden a las empresas transportadoras y distribuidoras. Un resúmen formulado por la Secretaría de Energía en este sentido puntualizó que “los aumentos de tarifa promedio para febrero 2026” son:
Electricidad: +3.59 % de aumento promedio en el AMBA (para Edenor y Edesur). En el resto del país depende de cada jurisdicción provincial. Gas: +16.86 % de aumento promedio a nivel nacional.
La Secretaría a cargo de María Tettamanti describió “ejemplos de aumentos de gas en grandes centros urbanos”:
La categoría Residencial más numerosa (R1), que representa el 42 % del total de usuarios (casi 4 millones de usuarios) tendrá aumentos de $ 3.000 o menos. Aproximadamente 1 de cada 5 usuarios tendrá un aumento menor a $ 1.000. Para las primeras 4 categorías Residenciales (70 % del total de usuarios de gas a nivel pais), los aumentos se ubican, en promedio, entre los $ 960 y los $ 6.400. Para el resto de las categorías residenciales con mayores consumos (30 % del total), los incrementos van de los $ 2.900 a $ 11.300, en promedio.
Cabe destacar que los nuevos cuadros tarifarios publicados como anexos a la serie de resoluciones incluyen:
Cuota mensual correspondiente a la Revisión Quinquenal Tarifaria (RQT) que se está aplicando desde el año pasado hasta un total de 31 cuotas mensuales y consecutivas.
Aumento mensual por fórmula proporcional (IPIM+IPC) para que las tarifas no pierdan valor. En el caso de la electricidad el ajuste del mes es del 2,55 por ciento.
Aplicación del nuevo esquema de subsidios focalizados (SEF) que establece criterios de ingresos mensuales y situación patrimonial del usuario para determinar su calificación CON Subsidio, o SIN subsidio. El subsidio es parcial (hasta un límite de consumo según los meses del año) debiendo pagar la tarifa plena por el excedente.
Aplicación del precio de gas unificado (Precio Anual Unificado -PAU) /fijo en todo el año. “Esto genera un salto en febrero, pero en un mes de muy bajo consumo de gas”, sostuvo Energía.
Y añadió que “Se busca darle previsibilidad al usuario para que en los meses donde más necesita consumir gas (invierno) no se le dispare el precio. Se evita así sobresaltos estacionales de la factura a lo largo del año”. Pero dependerá del nivel de consumo.
Las nuevas tarifas detallan categorías específicas para usuarios residenciales, Sin y Con subsidio, y se reflejará el monto correspondiente en la factura como “Subsidio Estado Nacional”, para las categorías generales, clubes de barrio y pueblo, entidades de bien público y usuarios generadores.
En el caso del ENRE se publicaron las Resoluciones 28 a 46/2026 y comprenden a las empresas Transener, Transba, Transnoa, Transnea, Distrocuyo, Transpa, Epen, Transcomahue, Yacylec, Limsa, Litsa, Edersa, Enecor, Dpec, Transacue, Interandes, Transba (TIBA), Edesur y Edenor.
Para estas dos distribuidoras del AMBA se estableció un aumento del Costo Propio de Distribución (CPD) de 2,91 % y 2,98 %, y un Valor Agregado de Distribución (VAD) de $ 53,51 y de $ 58,07, respectivamente.
En el caso del ENARGAS, se publicaron las Resoluciones 32 a 50 autorizando aumentos a las empresas TGS, TGN, Compañía Enterriana de Gas, GasLink, Gasoducto Norandino, Refinería del Norte, Enel Generación Chile, Gasandes, Transportadora de gas del Mercosur, Enarsa, Litoral Gas, Camuzzi Gas Pampeana, Naturgy NOA, Distribuidoras de Gas Cuyana, GasNEA, Naturgy BAN, MetroGAS, Distribuidora Gas del Centro y Camuzzi Gas del Sur.
Otras resoluciones.
Por otra parte, Energía publicó la Resolución 22/2026 que actualiza los precios de la electricidad en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) y el sistema de Tierra del Fuego (MEMSTDF) para el período febrero-abril. También los p´recios de referencia de potenci (POTREF) y Estabilizado de la Energía (PEE).
Asimismo, Energía publicó la Resolución 23 que establece el Precio Anual Unificado (PAU) para el Gas, sobre el cual se aplicará, en caso de corresponder, la bonificación tarifaria limitada, en el marco del esquema SEF.
El Precio Anual Uniforme (PAU) es el precio sobre el cual aplicarán los beneficios establecidos en el marco del SEF, que podrá diferir del precio del gas natural en el punto de ingreso al sistema de transporte (PIST) a trasladar por el ENARGAS a la tarifa del usuario final en concepto de pass-trough o de diferencias diarias acumuladas (DDA), según corresponda, en el marco de lo dispuesto por los Artículos 37 y 38 de la Ley 24.076 (Marco Regulatorio del Gas).
Archer concretó la venta de su negocio de workover y pulling en las provincias de Chubut y Santa Cruz, que incluye 12 equipos de workover, 12 unidades de pulling y aproximadamente 750 empleados. Esta decisión es parte de la estrategia corporativa para concentrar sus inversiones en Argentina en el desarrollo de Vaca Muerta, en la provincia de Neuquén.
Las partes involucradas han acordado mantener en reserva el valor de la transacción.
Gerardo Molinaro, vicepresidente de DLS Archer para Land Drilling, comentó: “Queremos expresar nuestro más sincero agradecimiento a todos los colaboradores que han demostrado una performance operativa excepcional a lo largo de los años, basada en la seguridad, la excelencia y la mejora continua. Estamos convencidos de que esta transición será positiva para su desarrollo bajo un nuevo grupo accionista con una sólida presencia en la región.
También agradecemos a nuestros clientes y líderes sindicales, quienes nos han acompañado en este camino”. Tras esta operación, DLS Archer concentrará sus actividades en servicios de perforación y workover en el yacimiento no convencional de Vaca Muerta, donde recientemente se anunció la adjudicación de un contrato estratégico con YPF de alta relevancia para la compañía. También brindará servicios en proyectos especiales de perforación no convencional en el área Palermo Aike y proyectos exploratorios de perforación profunda.
Archer concretó la venta de su negocio de workover y pulling en las provincias de Chubut y Santa Cruz, que incluye 12 equipos de workover, 12 unidades de pulling y aproximadamente 750 empleados. Esta decisión es parte de la estrategia corporativa para concentrar sus inversiones en Argentina en el desarrollo de Vaca Muerta, en la provincia de Neuquén.
Las partes involucradas han acordado mantener en reserva el valor de la transacción.
Gerardo Molinaro, vicepresidente de DLS Archer para Land Drilling, comentó: “Queremos expresar nuestro más sincero agradecimiento a todos los colaboradores que han demostrado una performance operativa excepcional a lo largo de los años, basada en la seguridad, la excelencia y la mejora continua. Estamos convencidos de que esta transición será positiva para su desarrollo bajo un nuevo grupo accionista con una sólida presencia en la región.
También agradecemos a nuestros clientes y líderes sindicales, quienes nos han acompañado en este camino”. Tras esta operación, DLS Archer concentrará sus actividades en servicios de perforación y workover en el yacimiento no convencional de Vaca Muerta, donde recientemente se anunció la adjudicación de un contrato estratégico con YPF de alta relevancia para la compañía. También brindará servicios en proyectos especiales de perforación no convencional en el área Palermo Aike y proyectos exploratorios de perforación profunda.
En una jornada marcada por la alta volatilidad, el precio del barril de petróleo Brent experimentó un salto del 3,36%, cerrando en u$s 70,70, su nivel más alto en los últimos cuatro meses. Esta escalada responde directamente al recrudecimiento de las tensiones geopolíticas entre Estados Unidos e Irán, que ha reintroducido una fuerte prima de riesgo en los mercados energéticos globales ante el temor de una interrupción en el suministro.
Incertidumbre geopolítica y suministro Las amenazas cruzadas entre Washington y Teherán han puesto en alerta a los operadores, quienes temen por la estabilidad del tránsito de crudo en el Estrecho de Ormuz. Analistas de Wall Street advierten que, de mantenerse este nivel de hostilidad, el crudo podría romper la barrera de los u$s 80 en el corto plazo. El West Texas Intermediate (WTI) también acompañó la tendencia, superando los u$s 65 por primera vez desde septiembre de 2025.
Presión adicional por el invierno europeo A la tensión en Medio Oriente se suma un factor climático crítico: una serie de tormentas invernales severas en Europa han llevado las reservas de gas de la Unión Europea a mínimos históricos para esta época del año. Esta escasez de gas presiona al alza la demanda de destilados de petróleo para generación eléctrica y calefacción, ajustando aún más el balance entre oferta y demanda global.
El contrapunto: Mozambique LNG Como nota de alivio a largo plazo, TotalEnergies confirmó hoy el reinicio total de sus operaciones en el gigante proyecto Mozambique LNG (u$s 20.000 millones), que estuvo paralizado por razones de seguridad. Si bien la producción no impactará de inmediato, el mercado recibe una señal de mayor disponibilidad de GNL para el ciclo 2027-2028.
La Visión de Runrún Energético:
Un Brent por encima de los 70 dólares es una noticia agridulce. Para los exportadores de la región, mejora la caja y el atractivo de inversión en proyectos de petróleo; sin embargo, para el mercado interno, presiona directamente sobre los costos de refinación y el precio en los surtidores. En un contexto de inflación bajo vigilancia, la escalada entre EE. UU. e Irán es el factor que todos los CEOs del sector estarán mirando mañana al abrir sus monitores.
El sector minero argentino inicia el ciclo 2026 con una perspectiva histórica. El impulso combinado de precios internacionales en niveles máximos para el oro y la plata, junto con la consolidación del cobre y la estabilización del litio, proyecta un año de exportaciones récord que podrían superar los u$s 5.000 millones. Este escenario se sustenta en un robusto pipeline de 228 proyectos clave que atraviesan desde la exploración avanzada hasta la construcción inminente.
El factor “Precios Récord” La incertidumbre global y las tensiones geopolíticas han llevado al oro y la plata a perforar techos históricos, lo que otorga una rentabilidad extraordinaria a los yacimientos en operación en Santa Cruz y San Juan. Por su parte, el cobre se posiciona como el mineral estratégico del año; con la demanda disparada por la electrificación global, proyectos de escala mundial en Argentina están acelerando sus cronogramas para capturar esta ventana de oportunidad.
Un pipeline diversificado De los 228 proyectos relevados, el 40% corresponde al litio, concentrado principalmente en la región del NOA, donde Argentina ya es el segundo país con mayores recursos mundiales. El 25% está vinculado al cobre, destacándose proyectos como Josemaría, Taca Taca y El Pachón, que por su envergadura requieren de una cadena de proveedores industriales de alta complejidad, abriendo un mercado de servicios y suministros sin precedentes.
Impacto en la balanza comercial El crecimiento sostenido de la minería se consolida como el tercer complejo exportador del país. La maduración de los proyectos de litio que entran en fase de producción comercial este año, sumada a la resiliencia de la minería metalífera tradicional, permite proyectar un ingreso de divisas genuinas que será vital para la estabilidad macroeconómica y el financiamiento de la transición energética nacional.
La Visión de Runrún Energético:
Este “boom” de precios no es solo una ráfaga de suerte; es el respaldo fundamental para que el RIGI y las nuevas normativas de inversión tengan éxito. Con 228 proyectos en carpeta, el desafío para las empresas de servicios es la escala. El mercado está ahí, los precios acompañan y la normativa se está ordenando. Es el momento para que los proveedores locales den el salto de calidad que exige una minería de clase mundial.
A través del Decreto 59/2026 publicado hoy en el Boletín Oficial, el Gobierno nacional formalizó una de las medidas más esperadas por las provincias productoras del sur del país: la implementación de un esquema de retenciones móviles que beneficia directamente al crudo convencional. La medida busca reactivar la inversión en yacimientos maduros, donde los altos costos operativos y la presión fiscal estaban acelerando el declino de la producción.
El nuevo esquema de retenciones móviles El decreto establece nuevos umbrales para el cálculo de los derechos de exportación, adaptándolos a la realidad de los costos del convencional: Alícuota del 0%: Se aplicará cuando el precio internacional del barril (Brent) sea igual o inferior a u$s 65 (anteriormente el piso era de u$s 45). Alícuota del 8%: Solo se alcanzará cuando el crudo supere los u$s 80 por barril (previamente el tope era de u$s 60). Tramo Intermedio: Para valores entre u$s 65 y u$s 80, se aplicará una fórmula polinómica que reduce significativamente la carga impositiva actual.
Impacto en las Cuencas del Golfo San Jorge y Austral Con el Brent cotizando actualmente por encima de los u$s 70, la retención efectiva para el crudo convencional caerá drásticamente del 8% a un valor estimado de 2,7%. Este alivio fiscal es el resultado de meses de gestiones encabezadas por el gobernador de Chubut, Ignacio “Nacho” Torres, y sus pares de la región, quienes argumentaron que el esquema anterior —pensado para la alta rentabilidad de Vaca Muerta— estaba asfixiando la viabilidad económica de las operaciones tradicionales.
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4. Incentivo a la reinversión
El objetivo central del Ejecutivo es que los fondos excedentes que las operadoras dejarán de tributar se traduzcan en programas de perforación y workover en áreas convencionales. Para las provincias, esto no solo significa el sostenimiento de las regalías, sino también la preservación de miles de puestos de trabajo en el sector de servicios especializados que dependen de la actividad en los campos maduros.
La Visión de Runrún Energético:
La publicación del Decreto 59/2026 es un triunfo político para las provincias patagónicas y un baño de realismo para la política energética nacional. Tratar impositivamente por igual al convencional que al no convencional era un error técnico que estaba condenando al abandono a cientos de pozos. Esta “segmentación fiscal” es una herramienta indispensable para que Argentina mantenga un perfil exportador equilibrado mientras Vaca Muerta sigue batiendo récords.
La compañía OTAMERICA (continuadora de Oiltanking Ebytem) concretó con éxito la emisión de sus Obligaciones Negociables Serie VI, logrando captar u$s 50.000.000 en el mercado local. La operación, que contó con el asesoramiento de los estudios TCA Tanoira Cassagne y Bruchou & Funes de Rioja, recibió una fuerte demanda que obligó a ampliar el monto inicial previsto de 30 millones, reflejando la confianza de los inversores en los proyectos de infraestructura vinculados a Vaca Muerta.
Detalles de la colocación y respaldo Las ON fueron emitidas bajo la modalidad Dólar MEP con un plazo de 42 meses (vencimiento en julio de 2029). La solidez financiera de la empresa, calificada con la máxima nota AAA.ar por Moody’s Local Argentina, permitió una colocación exitosa en un sindicato liderado por Banco Galicia junto a más de 15 entidades financieras y sociedades de bolsa.
El Hub exportador de Puerto Rosales Los fondos serán destinados íntegramente al ambicioso plan de expansión de la Terminal Marítima Puerto Rosales, cuya inversión global asciende a u$s 650 millones. El proyecto contempla la construcción de un nuevo muelle con tres posiciones de amarre para buques de gran calado, la instalación de seis tanques de 50.000 m³ cada uno y una nueva estación de bombeo. Estas obras son críticas para eliminar los cuellos de botella y permitir el despacho masivo del crudo no convencional hacia los mercados internacionales.
Asesoramiento legal de primer nivel La estructuración de la serie VI bajo el Programa Global de OTAMERICA contó con la participación de TCA Tanoira Cassagne como asesores de la emisora, mientras que Bruchou & Funes de Rioja brindó soporte legal a los colocadores. Esta sinergia profesional garantiza el cumplimiento de los estándares regulatorios exigidos para instrumentos de deuda de largo plazo en el sector energético.
La Visión de Runrún Energético:
La exitosa colocación de OTAMERICA demuestra que el mercado de capitales local tiene apetito y liquidez para financiar proyectos reales de infraestructura. Puerto Rosales es el “puerto de salida” del desarrollo de Vaca Muerta; sin esta expansión, el crecimiento de la producción se toparía con un techo logístico. Que una empresa logre captar u$s 50 millones a 42 meses es una señal de que la macroeconomía energética está empezando a ofrecer horizontes de previsibilidad.
A través de la Resolución 6/2026 de la Secretaría de Minería, el Gobierno nacional aprobó formalmente el ingreso al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) del proyecto “Carbonatos Profundos”. Se trata de una iniciativa estratégica de la empresa Minas Argentinas S.A. (MASA) para la mina Gualcamayo, en San Juan, que implica una inversión total de u$s 519,6 millones. Este hito no solo extiende la vida útil del yacimiento por décadas, sino que abre una ventana de oportunidad masiva para la cadena de valor local.
Compromiso récord con proveedores nacionales Uno de los puntos más destacados de la resolución es el ambicioso plan de contratación local presentado por la operadora. MASA se ha comprometido a que el 69% de su gasto en bienes, obras y servicios sea cubierto por proveedores nacionales, una cifra que triplica el mínimo del 20% exigido por la Ley RIGI. Este enfoque refuerza la visión de una minería integrada que impulsa a las pymes metalmecánicas y de servicios tecnológicos del país.
Desarrollo técnico y empleo El proyecto DCP (Deep Carbonates Project) se enfoca en la explotación de oro y plata en cuerpos mineralizados a mayor profundidad, lo que requiere una actualización tecnológica de la planta y sistemas de extracción de avanzada. Durante la fase de construcción y operación, se estima la creación de más de 4.500 puestos de trabajo directos e indirectos, consolidando a San Juan como el polo minero más dinámico de la región bajo el nuevo marco incentivos.
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3. El décimo proyecto RIGI Con esta aprobación, “Carbonatos Profundos” se convierte en el décimo proyecto de gran escala en sumarse al régimen, elevando el flujo de inversiones mineras y energéticas confirmadas a niveles históricos. La Secretaría de Minería actuará como autoridad de aplicación, supervisando que los desembolsos de los primeros u$s 90,6 millones se ejecuten en los próximos 24 meses tal como dicta el cronograma oficial.
La Visión de Runrún Energético:
Minas Argentinas demuestra una resiliencia operativa envidiable al transformar una mina en etapa de cierre en un proyecto de largo plazo. Para nuestro sector, el dato del 69% de compra local es la clave: el RIGI no es solo para las grandes multinacionales, es el motor que va a traccionar contratos para todos los proveedores que estén listos para competir. Es el momento de posicionarse ante operadoras que, como MASA, apuestan fuerte por el compre nacional.
A través del DNU 49/2026, el Poder Ejecutivo Nacional oficializó un cambio estructural en el esquema de abastecimiento de gas natural para los próximos años. La norma no solo extiende la Emergencia del Sector Energético Nacional hasta el 31 de diciembre de 2027, sino que establece un régimen competitivo para que actores privados asuman la importación de GNL, una tarea históricamente centralizada en la estatal ENARSA.
Apertura a la comercialización privada El decreto introduce un mecanismo de concurso competitivo para seleccionar comercializadores privados que se encarguen de la compra, logística y regasificación de GNL. El objetivo es desregular el segmento y trasladar el riesgo operativo al sector privado. No obstante, el Estado se reserva un rol de “garante de última instancia”: si los privados no logran cubrir la demanda proyectada, ENARSA retomará la responsabilidad de la importación para evitar desabastecimiento en los picos invernales.
Nuevo esquema de precios máximos Para proteger el mercado interno, el DNU define un régimen transitorio de precios. El valor de venta no podrá exceder un marcador internacional de referencia, al cual se le sumará un adicional en dólares por millón de BTU para cubrir los costos de flete, regasificación y el transporte hasta el nodo estratégico de Los Cardales. Esta fórmula busca dar previsibilidad de costos a las distribuidoras y grandes usuarios en el nuevo escenario de emergencia prorrogada.
Acceso a infraestructura y terminales La Secretaría de Energía queda facultada para dictar las normas que garanticen el acceso de los importadores privados a la infraestructura existente, específicamente a la terminal de regasificación de Escobar. La coordinación técnica será fundamental para evitar cuellos de botella operativos en la red de gasoductos durante los meses de mayor consumo.
La Visión de Runrún Energético:
Desde el punto de vista legal, el DNU 49/2026 es el paso definitivo hacia la desestatización del flujo de gas importado. Al prorrogar la emergencia hasta finales de 2027, el Gobierno mantiene facultades extraordinarias para ajustar tarifas y renegociar contratos, pero al mismo tiempo envía una señal clara: el Estado quiere dejar de ser el comprador exclusivo de GNL. El éxito de esta medida dependerá de la confianza de los traders internacionales para operar en un mercado local aún bajo régimen de emergencia.
En un paso clave para fortalecer la seguridad en las instalaciones domiciliarias y fomentar el empleo calificado, MetroGAS y el Ministerio de Capital Humano de la Nación sellaron una alianza estratégica. El acuerdo, firmado por la ministra Sandra Pettovello y el director general de la distribuidora, Sebastián Mazzucchelli, tiene como eje central el programa “Instalando Calor Seguro”, una iniciativa que busca profesionalizar a personas con conocimientos en la industria para que obtengan su matrícula habilitante.
Articulación público-privada para el empleo El convenio permitirá que los cursos se dicten de manera presencial en el Centro de Formación Laboral en Oficios del Ministerio (ubicado en el predio del antiguo Instituto Garrigós). Esta colaboración busca transferir el know-how técnico de los voluntarios de MetroGAS a ciudadanos que requieren una certificación oficial para mejorar su empleabilidad. “Este convenio forma parte de un camino sostenido para fortalecer la articulación público-privada y generar oportunidades de formación”, destacó Mazzucchelli durante la firma.
Impacto real en la salida laboral El programa “Instalando Calor Seguro” cuenta con una trayectoria de 11 años, habiendo alcanzado ya a más de 8.400 estudiantes. Los datos de la última edición son elocuentes: el 85,6% de los participantes identificó la capacitación como una salida laboral directa. Además, el programa cumple un rol educativo fundamental, ya que el 89% de los jóvenes de escuelas técnicas desconocía que podía tramitar su matrícula profesional de 2da o 3ra categoría utilizando su título secundario.
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Seguridad y cobertura estratégica Con más de 2.250.000 clientes, MetroGAS lidera la distribución de gas en la región más densamente poblada del país (CABA y 11 partidos del sur del Gran Buenos Aires). Al fomentar la formación de gasistas matriculados, la empresa no solo promueve el empleo, sino que garantiza que las instalaciones internas cumplan con los estándares técnicos necesarios para prevenir incidentes y asegurar un consumo eficiente de gas natural en el área metropolitana.
La Visión de Runrún Energético:
En Runrún, celebramos que las empresas líderes del sector energético asuman un rol activo en la formación de oficios. La industria del gas no solo se construye con grandes gasoductos, sino con técnicos calificados que garanticen la seguridad “puertas adentro”. Que el Ministerio de Capital Humano facilite la infraestructura para estas capacitaciones es una señal positiva de que el conocimiento técnico y la necesidad de empleo genuino pueden encontrarse en una agenda común.
El Grupo Techint vuelve a demostrar su capacidad de resiliencia y liderazgo en el sector energético argentino al anunciar un despliegue integral de sus subsidiarias —Tecpetrol, Tenaris y Techint Ingeniería y Construcción— para el ciclo 2026. Con el foco puesto en la infraestructura crítica que permitirá la exportación masiva, el grupo que conduce Paolo Rocca se posiciona como el socio estratégico indispensable para el desarrollo de Vaca Muerta y el Norte Argentino.
Tecpetrol: Eficiencia en el corazón del gas Tras consolidar a Fortín de Piedra como el yacimiento estrella de la cuenca, Tecpetrol enfoca su estrategia 2026 en la eficiencia operativa extrema. La operadora no solo busca mantener sus récords de producción, sino que proyecta el desarrollo de nuevas áreas para garantizar el llenado de los gasoductos troncales y la futura planta de GNL, reafirmando su rol como el mayor productor privado de gas del país.
Tenaris y el soporte logístico récord Desde sus plantas de tubos y sus bases de servicios en Neuquén, Tenaris opera actualmente a máxima capacidad. La demanda de casing y tubing para la perforación de pozos de rama larga en el no convencional ha llevado a la compañía a optimizar sus cadenas de suministro, asegurando que la actividad récord proyectada para este año cuente con el respaldo de insumos críticos de producción nacional y calidad global.
Ingeniería de grandes obras y transición La división de Ingeniería y Construcción de Techint tiene su mirada puesta en dos hitos: la ejecución del ducto Vaca Muerta Sur y la culminación de la reversión del Gasoducto Norte. Asimismo, el grupo demuestra su versatilidad al diversificar su cartera hacia proyectos de minería de Litio y energía eólica, aplicando su probado know-how logístico en la construcción de infraestructuras complejas para la transición energética.
La Visión de Runrún Energético:
Techint es, por definición, un grupo resiliente que sabe interpretar los tiempos de la política y la economía para estar siempre un paso adelante. Su apuesta por la integración vertical —desde el tubo hasta la molécula de gas— les da una ventaja competitiva única. Para los proveedores de la industria, el despliegue de Techint en 2026 representa la oportunidad de sumarse a una cadena de valor que no se detiene y que es el verdadero motor de la soberanía energética exportadora.
La petrolera estadounidense ExxonMobil ha presentado la actualización de su plan corporativo para el año 2026, marcando una hoja de ruta centrada en activos de altísima rentabilidad y baja intensidad de carbono. Tras completar el proceso de desinversión de sus bloques en la cuenca neuquina (cedidos a Pluspetrol), la compañía reorienta su flujo de capital hacia proyectos de escala masiva en el offshore del Caribe y la optimización tecnológica de su producción en el Permian.
Inversión récord y foco en el offshore Para 2026, la corporación proyecta un Capex (gasto de capital) de entre u$s 27.000 y u$s 29.000 millones. El destino prioritario es el bloque Stabroek en Guyana, donde el proyecto Hammerhead ya recibió la aprobación de inversión por u$s 6.800 millones. Con esta apuesta, Exxon busca liderar la producción regional, apuntando a alcanzar los 1,5 millones de barriles diarios hacia el final de la década.
La IA como motor de recuperación Uno de los pilares del nuevo plan es la integración de la Inteligencia Artificial agéntica y la supercomputación para maximizar la recuperación de recursos. La compañía espera que la optimización digital le permita reducir costos operativos y mejorar la precisión en la perforación, convirtiendo a la tecnología en un “motor de valor” que compense la volatilidad de los precios internacionales.
Aceleración de metas climáticas ExxonMobil anunció que logrará sus objetivos de reducción de intensidad de emisiones de gases de efecto invernadero (originalmente pactados para 2030) este mismo 2026. En paralelo, diversifica su portafolio con la puesta en marcha de proyectos de captura y almacenamiento de carbono (CCS) y la expansión de su negocio de Litio, buscando posicionarse en la cadena de suministro de la movilidad eléctrica.
La Visión de Runrún Energético:
La salida de Exxon de Vaca Muerta no debe leerse como una falta de potencial del recurso argentino, sino como una decisión de arquitectura financiera global: la empresa hoy solo juega donde puede obtener retornos rápidos y escala offshore. No obstante, su enfoque en la IA aplicada marca el camino de lo que veremos en el resto de las operadoras del sector en los próximos años.
Daniel Ridelener (
Electricidad: +3.59 % de aumento promedio en el AMBA (para Edenor y Edesur). En el resto del país depende de cada jurisdicción provincial.
