La transformación digital del downstream argentino suma un nuevo aliado estratégico: la Inteligencia Artificial (IA) aplicada al punto de venta. A través de plataformas de análisis de datos de última generación, las Estaciones de Servicio están logrando optimizar sus niveles de stock, predecir picos de demanda y personalizar la oferta en sus tiendas de conveniencia, todo esto mediante implementaciones de bajo costo que prometen revolucionar la experiencia del usuario y los márgenes del operador.
1. Gestión Predictiva de Inventarios
Uno de los mayores desafíos logísticos en las estaciones es evitar el quiebre de stock sin inmovilizar capital excesivo. Los nuevos algoritmos de IA analizan patrones históricos de ventas, variables climáticas y hasta eventos locales para sugerir pedidos de combustible y productos de tienda con una precisión superior al 95%. Esto permite que el estacionero mantenga un flujo de caja más sano y garantice que el cliente siempre encuentre lo que busca.
2. Marketing Dinámico y Personalización con Inteligencia Artificial
La IA ya no solo mira el surtidor, sino que entra al “Shop”. Mediante el análisis del comportamiento de compra en tiempo real, las pantallas y terminales de autoservicio pueden ofrecer promociones dinámicas (cross-selling) adaptadas al perfil del cliente. Por ejemplo, sugerir un combo de café y pastelería en horarios de mañana o promociones de lubricantes para vehículos de flota, aumentando el ticket promedio de forma automática y orgánica.
3. Eficiencia Operativa sin Grandes Desembolsos
A diferencia de otras actualizaciones tecnológicas que requieren cambios de hardware costosos, estas soluciones de IA se integran mediante software a los sistemas de gestión (ERP) ya existentes. Esto democratiza el acceso a la tecnología punta, permitiendo que incluso estaciones independientes o de bandera blanca puedan competir en eficiencia con las grandes redes, reduciendo desperdicios operativos y mejorando la productividad del personal.
Visión Runrún Energético:
La llegada de la IA a las Estaciones de Servicio es el claro ejemplo de que la eficiencia energética también se juega en el mostrador. Ya no alcanza con vender combustible; hoy el negocio es gestionar datos para vender servicios. Para el sector del downstream, adoptar estas herramientas es la forma más rápida y económica de blindar la rentabilidad en un mercado competitivo. En 2026, la diferencia entre una estación exitosa y una que solo sobrevive estará en su capacidad de procesar información para anticiparse a las necesidades del cliente.
En una operación relámpago que confirma el fuerte apetito de los inversores por el financiamiento de activos energéticos argentinos, YPF concretó con éxito la reapertura de sus Obligaciones Negociables (ON) Clase XXXIV con vencimiento en 2034. La compañía de bandera logró captar USD 500 millones adicionales, consolidando un monto total en circulación de este instrumento que ahora se sitúa entre los USD 1.400 y USD 1.600 millones, garantizando una liquidez excepcional en los mercados internacionales.
1. Condiciones de Mercado y Rendimiento
La licitación, que cerró este miércoles 21 de enero, apuntó a una tasa de rendimiento en torno al 8%, un nivel sumamente atractivo que refleja la caída del costo de financiamiento para las corporaciones locales. El bono, emitido originalmente bajo legislación de Nueva York, atrajo el interés de grandes fondos de inversión globales y bancos de primera línea, quienes ven en la solidez operativa de YPF una apuesta segura en el marco de la normalización económica del país.
2. Estructura de Pagos y Plazos
Las ON Clase XXXIV presentan un esquema de amortización robusto, diseñado para no asfixiar el flujo de caja de la compañía en el corto plazo:
Amortización de Capital: Se realizará en tres cuotas anuales consecutivas (30% en 2032, 30% en 2033 y el 40% final en enero de 2034).
Intereses: Pagaderos semestralmente cada 17 de enero y 17 de julio. Este perfil de deuda permite a YPF alinear sus compromisos financieros con la entrada en producción masiva de sus principales proyectos de infraestructura.
3. Destino de los Fondos: El salto exportador
El flujo de divisas frescas captado en esta reapertura tiene un destino estratégico: el respaldo financiero para el plan de largo plazo de exportación de crudo y, fundamentalmente, el desarrollo del proyecto de GNL (Gas Natural Licuado). Bajo el régimen de “Emisor Frecuente”, la petrolera acelera su fondeo para cumplir con la hoja de ruta de inversiones 2026, consolidando la infraestructura necesaria para transformar el gas de Vaca Muerta en una commodity de exportación global.
Visión Runrún Energético:
Que YPF logre colocar USD 500 millones al 8% es la noticia financiera del año para el sector. Es la validación del mercado al “Plan 4×4” de la compañía. Con esta liquidez, YPF no solo blinda sus inversiones en Vaca Muerta, sino que envía una señal de fortaleza a todo el ecosistema energético: hay crédito disponible para quienes tienen proyectos serios y rentables. Hoy, la petrolera de bandera no solo lidera en producción, sino también en capacidad de gestión financiera en los mercados más exigentes del mundo.
YPF deberá reconvertir las áreas a no convencionales para poder concretar el ingreso de ENI y ADNOC.
La petrolera YPF confirmó esta tarde la ejecución de un swap con Pluspetrol que le permitió obtener los activos en tres áreas estratégicas para el proyecto Argentina LNG y donde espera concretar el ingreso a Vaca Muerta de la italiana ENI y la firma de Abu Dhabi, ADNOC. En paralelo, la operatoria avaló el ingreso de Pluspetrol a Rincón de la Ceniza y la Escalonada, dos áreas donde YPF había adquirido la participación de Total.
La compañía que lidera Horacio Marín confirmó que hoy firmó un acuerdo de intercambio de activos que le permite a YPF hacerse con la totalidad de los activos de los bloques Meseta Buena Esperanza, Aguada Villanueva y Las Tacanas donde Pluspetrol tenía el otro 50%.
Tal como había adelantado EconoJournal en noviembre, estas áreas ubicadas en la ventana del gas seco y húmedo apalancarían la producción de cara al proyecto Argentina LNG donde YPF planea producir 12 millones de toneladas anuales (MTPA) de gas natural licuado (GNL) en asociación con ENI y ADNOC.
En un comunicado, YPF aseguró que mediante el acuerdo con Pluspetrol “ambas compañías refuerzan su apuesta en Vaca Muerta y avanzan en el desarrollo de áreas clave de la formación no convencional”. En este contexto, calificó al proyecto de producción de LNG como “uno de los pilares del crecimiento futuro de la compañía y de la generación de exportaciones energéticas para el país”.
Para poder concretar el ingreso de las dos petroleras extranjeras, YPF deberá aún concluir la reconversión de las mismas como una Concesión de Explotación No Convencional (CENCH), proceso que deberá ser solicitado a la provincia de Neuquén. Para esto, fuentes de la gobernación de Neuquén confirmaron que deberá ajustarse a los nuevos requerimientos que implican un pago del 18% de regalías y la posible participación accionaria de un 10% para GYP.
Según informaron las compañías, esta operación no implicó erogación ni ingresos para las partes, “más allá de eventuales ajustes de precio menores que pudieran corresponder al momento del cierre de la transacción y una vez cumplidas las condiciones precedentes”.
Cómo funcionará el intercambio entre YPF y Pluspetrol
Acuerdo Vaca Nuerta
Según la información brindada por YPF a la Comisión Nacional de Valores, a cambio de las participaciones en las tres áreas mencionadas, el acuerdo le permitirá a Pluspetrol obtener el 44,44% de las acciones de Vaca Muerta Inversiones S.A.U. (VMI), una sociedad que YPF creó para obtener la participación accionaria de Total en La Escalonada y Rincón de la Ceniza.
Actualmente, VMI es una sociedad controlada al 100% por YPF y titular del 45% de participación en los contratos de Unión Transitoria y Acuerdo de Operación Conjunta correspondientes a los bloques La Escalonada y Rincón La Ceniza en la Cuenca Neuquina. Otro 45% le corresponde a Shell y el 10% restante a GYP.
La Escalonada tiene un fuerte potencial en producción de shale oil. En febrero TotalEnergies había informado que el pozo LEsc-12(h), ubicado en el PAD3 de ese bloque, había alcanzado un promedio de 3.669 barriles de petróleo por día, convirtiéndose en el pozo más productivo de la Cuenca Neuquina. A su vez, está ubicado en forma contigua a Bajo del Choique, el principal campo que el año pasado adquirió Pluspetrol de manos de ExxonMobil.
Rincón de la Ceniza, en cambio, tiene un importante potencial gasífero y a su vez está ubicado sobre la ventana de condensados. Por lo tanto, puede ocupar un lugar importante en el mediano plazo en la estrategia de desarrollo del Gas Natural Licuado (GNL).
Ante la atónita mirada de la oposición venezolana, la Asamblea Nacional de Venezuela aprobó este jueves en primera discusión una reforma parcial de la Ley Orgánica de Hidrocarburos, en lo que constituye el cambio regulatorio más significativo del sector petrolero venezolano en casi dos décadas. Luego del secuestro pactado del presidente Nicolás Maduro por parte de los EE.UU. y las presiones de Donald Trump, el Ejecutivo venezolano envió el proyecto a la Asamblea Nacional a efectos de crear un marco jurídico más flexible que permita recuperar producción, atraer capital y reducir la dependencia operativa de la estatal PDVSA.
La reforma, debatida dentro de la Comisión Permanente de Energía y Petróleo, apunta a desmontar varios de los pilares del modelo estatista vigente desde 2006, sin alterar formalmente la propiedad estatal de los recursos del subsuelo.
Principales ejes de la reforma
El nuevo texto introduce modificaciones estructurales en cinco áreas centrales del negocio petrolero:
Participación privada en la operación Se habilita a empresas privadas nacionales e internacionales a operar campos petroleros bajo esquemas contractuales en los que PDVSA ya no está obligada a mantener participación mayoritaria. Esto supone un giro respecto del modelo de empresas mixtas impuesto desde 2007, donde la estatal debía conservar al menos el 51 % del capital.
Nuevos modelos contractuales Se incorporan figuras contractuales derivadas de la Ley Antibloqueo de 2020, en particular los llamados Contratos de Participación Productiva, que permiten a operadores asumir riesgo técnico, financiero y operativo a cambio de una porción de la producción o de ingresos.
Comercialización directa Las empresas podrán comercializar directamente su crudo y derivados, incluyendo exportaciones, y administrar los flujos de caja, reduciendo el monopolio comercial de PDVSA que caracterizó al esquema anterior.
Arbitraje internacional Se admite explícitamente la resolución de controversias mediante arbitraje internacional, una señal relevante para el mercado de capitales y los inversores institucionales, en un país con largo historial de litigios por expropiaciones.
Flexibilización fiscal Aunque el texto definitivo aún no fue publicado, la reforma contempla esquemas variables de regalías e impuestos, especialmente para proyectos de alto costo o campos maduros, alejándose del esquema uniforme de regalías superiores al 30 %.
Antecedentes regulatorios
La legislación petrolera venezolana se estructuró históricamente sobre un principio de control estatal fuerte. Tras la nacionalización de 1976, PDVSA se consolidó como operador dominante. La Ley Orgánica de Hidrocarburos de 2001, reformada en 2006, reforzó ese esquema al exigir mayoría estatal en todos los proyectos y al centralizar la comercialización.
Entre 2007 y 2012 se produjo una ola de estatizaciones y renegociaciones contractuales con empresas como ExxonMobil, ConocoPhillips, Total, Chevron y ENI, muchas de las cuales derivaron en arbitrajes internacionales.
Por su parte, los EE.UU. confiscaron los activos estratégicos venezolanos en el exterior, cuyo caso paradigmático es el de CITGO Petroleum Corporation, la filial de PDVSA en Estados Unidos, que tenía más de 11.000 estaciones de servicio.
A partir de los laudos arbitrales derivados de expropiaciones no indemnizadas, tribunales federales estadounidenses habilitaron a distintos acreedores a ejecutar judicialmente las acciones de CITGO, abriendo el camino a su eventual subasta para satisfacer sentencias impagas.
En los hechos, Venezuela fue perdiendo el control efectivo sobre una de sus principales plataformas energéticas externas, con un impacto directo sobre su capacidad de inserción comercial en el mayor mercado de combustibles del mundo.
CITGO concentraba activos de altísimo valor estratégico: tres refinerías de gran escala —Lake Charles (Luisiana), Corpus Christi (Texas) y Lemont (Illinois)— con una capacidad conjunta cercana a los 750.000 barriles diarios, además de una vasta red de oleoductos, terminales de almacenamiento y miles de estaciones de servicio.
La ejecución judicial de esos activos no solo significó la pérdida de infraestructura crítica para el sistema petrolero venezolano, sino que convirtió una disputa jurídica por compensaciones en una transferencia estructural de riqueza energética estatal hacia acreedores privados internacionales, alterando de manera permanente la posición de Venezuela en la cadena global de valor del petróleo.
A partir de 2019, la combinación de sanciones financieras, deterioro operativo y falta de inversión redujo la producción venezolana a mínimos históricos. En ese contexto se aprobó en 2020 la Ley Antibloqueo, que introdujo mecanismos excepcionales y opacos para atraer capital, pero sin modificar formalmente la ley sectorial.
La reforma actual busca precisamente “normalizar” esos mecanismos, incorporándolos al régimen jurídico ordinario y dándoles mayor previsibilidad legal.
Implicancias para el mercado
Desde el punto de vista energético, la reforma representa un intento de reconstruir capacidad productiva sin recursos fiscales propios, un reconocimiento implícito de la inviabilidad del modelo PDVSA-centrista y una señal de pragmatismo regulatorio frente a la caída estructural de reservas efectivamente explotables.
Para las empresas internacionales, el atractivo real dependerá de factores adicionales: régimen cambiario, estabilidad contractual, levantamiento de sanciones, seguridad jurídica efectiva y capacidad de repatriar utilidades.
Qué sigue
El proyecto deberá atravesar una segunda discusión artículo por artículo y luego ser sancionado como ley. De confirmarse el texto en los términos actuales, Venezuela pasará a tener uno de los marcos legales más abiertos de su historia reciente, en un intento por reposicionarse como actor relevante en el mercado energético regional tras más de una década de declinación productiva.
Con foco en el desarrollo del proyecto “Argentina LNG”, YPF firmó un acuerdo con Pluspetrol para el intercambio de activos en Vaca Muerta, que le permite a la petrolera de mayoría accionaria estatal acceder a tres bloques con reservorios de gas No Convencional que vienen a reforzar la producción de este insumo con vistas a su conversión en gas natural licuado para su exportación al mercado internacional.
Con este acuerdo, se indicó, “ambas compañías refuerzan su apuesta en dicha formación” con recursos No Convencionales de hidrocarburos, desplegada mayoritariamente en el territorio de Neuquén.
Un comunicado de la petrolera que conduce Horacio Marín describió que “en el marco de este acuerdo, Pluspetrol se incorpora como accionista de Vaca Muerta Inversiones, sociedad controlada por YPF, con participación en los bloques La Escalonada y Rincón de Ceniza”.
Asimismo, YPF adquiere la participación de Pluspetrol en los bloques Meseta Buena Esperanza, Aguada Villanueva y Las Tacanas, “tres áreas estratégicas para el desarrollo del proyecto Argentina LNG, considerado uno de los pilares del crecimiento futuro de la compañía, y de la generación de exportaciones energéticas para el país”, se destacó.
“Esta operación de intercambio de activos queda sujeta al cumplimiento de las condiciones precedentes establecidas en el acuerdo”, refirió el comunicado de YPF.
Marcelo Nachón fue designado como interventor interino del Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS), tras la renuncia indeclinable presentada por el hasta ahora titular del organismo, el ing. Carlos Casares, quien dejó el cargo luego de más de dos años al frente de la entidad. Nachón se desempeñaba como asesor del Ente y fue además seleccionado como director en el último concurso público de antecedentes, encontrándose su designación —al igual que la del resto de los postulantes— a la espera de la ratificación correspondiente por parte de la Comisión Bicameral del Congreso.
La designación se inscribe en un contexto de transición institucional, atravesado por el proceso de unificación de los entes reguladores de gas y electricidad, impulsado por el Poder Ejecutivo como parte de la reconfiguración integral del esquema regulatorio del sector energético.
Néstor Lamboglia, Vicente Serra, Sergio Falzone, Griselda Lambertini y Marcelo Nachón, nuevo directorio del ENARGAS
La salida de Casares marca el cierre de una etapa iniciada en enero de 2024, caracterizada por un proceso profundo de normalización regulatoria, reordenamiento institucional y modernización administrativa del organismo. En su nota de renuncia, el ex interventor realizó un extenso balance de su gestión y fundamentó su decisión en la falta de respaldo político para continuar en el proceso de transformación que había sido originalmente concebido como parte de un proyecto de largo plazo.
Desde su asunción, Casares impulsó una agenda orientada a restablecer la funcionalidad económica del sistema de transporte y distribución de gas, severamente deteriorado tras años de congelamiento tarifario. En ese marco, se implementó la Adecuación Tarifaria Transitoria con obligación de inversiones, se puso en marcha la Revisión Quinquenal Tarifaria 2025–2030 —la primera de carácter integral en más de dos décadas— y se instrumentaron mecanismos de actualización mensual de tarifas, con el objetivo de dotar de previsibilidad al sector sin provocar impactos bruscos sobre los usuarios.
En el plano institucional, la gestión se destacó por una fuerte política de racionalización del organismo, que implicó la reducción del plantel sobredimensionado, la regularización de más de 400 expedientes sancionatorios heredados de gestiones anteriores, la actualización de los regímenes de multas y la elaboración de una agenda regulatoria pública, práctica inédita en el país, destinada a transparentar los procesos normativos.
Asimismo, se avanzó en la modernización tecnológica del ENARGAS, con la implementación del Sistema de Reclamos 2.0, la digitalización de procedimientos administrativos, la mejora sustancial de los indicadores de transparencia institucional y la puesta en línea de información técnica y regulatoria bajo estándares comparables con los de los principales organismos internacionales.
En el plano estratégico, Casares mantuvo una relación de colaboración permanente con la Secretaría de Energía, participando activamente en la reglamentación de los capítulos energéticos de la Ley de Bases, en el diseño normativo del futuro ente unificado y en proyectos estructurales como la ampliación del Gasoducto Perito Moreno, considerados clave para el desarrollo del sistema gasífero nacional.
La renuncia se produce luego de que el ex interventor se presentara al concurso público de antecedentes para integrar el directorio del nuevo ente regulador unificado. Según se desprende de su propia nota, los resultados del proceso evidenciaron que ya no contaba con el nivel de confianza política necesario para continuar desempeñando un rol central en la etapa siguiente de la reforma, lo que lo llevó a optar por una salida institucional ordenada.
Con la designación interina de Nachón, el ENARGAS queda bajo una conducción transitoria en un momento particularmente sensible, en el que se combinan la implementación de las nuevas reglas tarifarias, la redefinición del esquema regulatorio y la expectativa de conformación definitiva del nuevo organismo, una vez que el Congreso complete el proceso de ratificación de las autoridades.
Marcelo Nachón fue designado como interventor interino del Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS), tras la renuncia indeclinable presentada por el hasta ahora titular del organismo, el ing. Carlos Casares, quien dejó el cargo luego de más de dos años al frente de la entidad. Nachón se desempeñaba como asesor del Ente y fue además seleccionado como director en el último concurso público de antecedentes, encontrándose su designación —al igual que la del resto de los postulantes— a la espera de la ratificación correspondiente por parte de la Comisión Bicameral del Congreso.
La designación se inscribe en un contexto de transición institucional, atravesado por el proceso de unificación de los entes reguladores de gas y electricidad, impulsado por el Poder Ejecutivo como parte de la reconfiguración integral del esquema regulatorio del sector energético.
Néstor Lamboglia, Vicente Serra, Sergio Falzone, Griselda Lambertini y Marcelo Nachón, nuevo directorio del ENARGAS
La salida de Casares marca el cierre de una etapa iniciada en enero de 2024, caracterizada por un proceso profundo de normalización regulatoria, reordenamiento institucional y modernización administrativa del organismo. En su nota de renuncia, el ex interventor realizó un extenso balance de su gestión y fundamentó su decisión en la falta de respaldo político para continuar en el proceso de transformación que había sido originalmente concebido como parte de un proyecto de largo plazo.
Desde su asunción, Casares impulsó una agenda orientada a restablecer la funcionalidad económica del sistema de transporte y distribución de gas, severamente deteriorado tras años de congelamiento tarifario. En ese marco, se implementó la Adecuación Tarifaria Transitoria con obligación de inversiones, se puso en marcha la Revisión Quinquenal Tarifaria 2025–2030 —la primera de carácter integral en más de dos décadas— y se instrumentaron mecanismos de actualización mensual de tarifas, con el objetivo de dotar de previsibilidad al sector sin provocar impactos bruscos sobre los usuarios.
En el plano institucional, la gestión se destacó por una fuerte política de racionalización del organismo, que implicó la reducción del plantel sobredimensionado, la regularización de más de 400 expedientes sancionatorios heredados de gestiones anteriores, la actualización de los regímenes de multas y la elaboración de una agenda regulatoria pública, práctica inédita en el país, destinada a transparentar los procesos normativos.
Asimismo, se avanzó en la modernización tecnológica del ENARGAS, con la implementación del Sistema de Reclamos 2.0, la digitalización de procedimientos administrativos, la mejora sustancial de los indicadores de transparencia institucional y la puesta en línea de información técnica y regulatoria bajo estándares comparables con los de los principales organismos internacionales.
En el plano estratégico, Casares mantuvo una relación de colaboración permanente con la Secretaría de Energía, participando activamente en la reglamentación de los capítulos energéticos de la Ley de Bases, en el diseño normativo del futuro ente unificado y en proyectos estructurales como la ampliación del Gasoducto Perito Moreno, considerados clave para el desarrollo del sistema gasífero nacional.
La renuncia se produce luego de que el ex interventor se presentara al concurso público de antecedentes para integrar el directorio del nuevo ente regulador unificado. Según se desprende de su propia nota, los resultados del proceso evidenciaron que ya no contaba con el nivel de confianza política necesario para continuar desempeñando un rol central en la etapa siguiente de la reforma, lo que lo llevó a optar por una salida institucional ordenada.
Con la designación interina de Nachón, el ENARGAS queda bajo una conducción transitoria en un momento particularmente sensible, en el que se combinan la implementación de las nuevas reglas tarifarias, la redefinición del esquema regulatorio y la expectativa de conformación definitiva del nuevo organismo, una vez que el Congreso complete el proceso de ratificación de las autoridades.
YPF comunicó este jueves el cierre exitoso de la reapertura de su bono internacional con vencimiento en el año 2034. La colocación uan Obligación Negociable que alcanzó los US$550 millones, consolidando una operación financiera que refleja la confianza de los mercados en la empresa y en activos locales.
La tasa de corte se ubicó en un 8,1%, cifra que se posiciona como la más competitiva obtenida por la firma en el mercado de capitales externo desde hace casi una década, según destacaron esta tarde fuentes de la compañía.
Esta serie de títulos de YPF corresponde a las Obligaciones Negociables Clase XXXIV, emitidas originalmente en enero de 2025. En aquella oportunidad, la firma captó US$1.100 millones a una tasa del 8,5%.
Con esta nueva incursión, el valor nominal total del bono asciende ahora a los US$ 1.650 millones, fortaleciendo la liquidez del instrumento en el mercado secundario.
Fuerte respaldo de los inversores
Fuentes del mercado destacaron también el interés por los activos de YPF, en una operación que mostró solidez. En ese sentido, la demanda combinada de inversores locales e internacionales superó ampliamente las expectativas iniciales, con ofertas que totalizaron los u$s1.400 millones.
Esta sobre-suscripción permitió a la petrolera no solo asegurar el monto buscado, sino también presionar a la baja el costo de financiamiento respecto a la emisión original.
Uno de los colocadores de la ON consideró que en una semana con volatilidad y selectividad por parte de los inversores, YPF mostró disciplina para elegir la ventana adecuada y ejecutar con éxito. La operación consolida un arranque de año muy activo para el mercado corporativo argentino en los mercados internacionales.
En ese sentido, la operación de la petrolera sigue a colocaciones recientes de Pan American Energy por US$375 millones, Telecom por US$600 millones, Banco Macropor US$400 millones y ahora YPF US$550 millones, reflejando una demanda firme para créditos de primera línea.
Destino de los fondos y desendeudamiento
La estrategia financiera detrás de esta colocación busca, por un lado, la optimización del perfil de deuda. Los fondos obtenidos, se informó desde YPF, se utilizarán para la precancelación total de un préstamo AB otorgado por el Banco de Desarrollo de América Latina y el Caribe (CAF) en 2023, el cual tenía vencimiento final en 2030.
Por otro lado, lo levantado del mercado se destinará a inversión productiva, ya que el remanente del capital se inyectará directamente en el plan de inversiones de la compañía, orientado a potenciar la producción de hidrocarburos y la infraestructura energética.
Mediante esta transacción, YPF logró reducir el costo promedio de su pasivo y mejorar el perfil de vencimientos al extender la vida promedio de su deuda, ganando previsibilidad financiera para los próximos años.
La operación contó con el respaldo de un consorcio de entidades en el plano internacional que actuaron como colocadores: Citibank, Itaú, J.P. Morgan, Santander y Balanz. En tanto, en el mercado local, la colocación estuvo liderada por Allaria, Balanz, CMF, Cucchiara, Galicia, Macro y Santander.
YPF comunicó este jueves el cierre exitoso de la reapertura de su bono internacional con vencimiento en el año 2034. La colocación uan Obligación Negociable que alcanzó los US$550 millones, consolidando una operación financiera que refleja la confianza de los mercados en la empresa y en activos locales.
La tasa de corte se ubicó en un 8,1%, cifra que se posiciona como la más competitiva obtenida por la firma en el mercado de capitales externo desde hace casi una década, según destacaron esta tarde fuentes de la compañía.
Esta serie de títulos de YPF corresponde a las Obligaciones Negociables Clase XXXIV, emitidas originalmente en enero de 2025. En aquella oportunidad, la firma captó US$1.100 millones a una tasa del 8,5%.
Con esta nueva incursión, el valor nominal total del bono asciende ahora a los US$ 1.650 millones, fortaleciendo la liquidez del instrumento en el mercado secundario.
Fuerte respaldo de los inversores
Fuentes del mercado destacaron también el interés por los activos de YPF, en una operación que mostró solidez. En ese sentido, la demanda combinada de inversores locales e internacionales superó ampliamente las expectativas iniciales, con ofertas que totalizaron los u$s1.400 millones.
Esta sobre-suscripción permitió a la petrolera no solo asegurar el monto buscado, sino también presionar a la baja el costo de financiamiento respecto a la emisión original.
Uno de los colocadores de la ON consideró que en una semana con volatilidad y selectividad por parte de los inversores, YPF mostró disciplina para elegir la ventana adecuada y ejecutar con éxito. La operación consolida un arranque de año muy activo para el mercado corporativo argentino en los mercados internacionales.
En ese sentido, la operación de la petrolera sigue a colocaciones recientes de Pan American Energy por US$375 millones, Telecom por US$600 millones, Banco Macropor US$400 millones y ahora YPF US$550 millones, reflejando una demanda firme para créditos de primera línea.
Destino de los fondos y desendeudamiento
La estrategia financiera detrás de esta colocación busca, por un lado, la optimización del perfil de deuda. Los fondos obtenidos, se informó desde YPF, se utilizarán para la precancelación total de un préstamo AB otorgado por el Banco de Desarrollo de América Latina y el Caribe (CAF) en 2023, el cual tenía vencimiento final en 2030.
Por otro lado, lo levantado del mercado se destinará a inversión productiva, ya que el remanente del capital se inyectará directamente en el plan de inversiones de la compañía, orientado a potenciar la producción de hidrocarburos y la infraestructura energética.
Mediante esta transacción, YPF logró reducir el costo promedio de su pasivo y mejorar el perfil de vencimientos al extender la vida promedio de su deuda, ganando previsibilidad financiera para los próximos años.
La operación contó con el respaldo de un consorcio de entidades en el plano internacional que actuaron como colocadores: Citibank, Itaú, J.P. Morgan, Santander y Balanz. En tanto, en el mercado local, la colocación estuvo liderada por Allaria, Balanz, CMF, Cucchiara, Galicia, Macro y Santander.
El Mercado Electrónico del Gas (MEGSA) realizó una Subasta solicitada por CAMMESA para el abastecimiento interrumpible de gas natural a usinas generadoras para el período 02/02 al 15/02/2026 en la que podían participar Productores en general y Comercializadores.
Se recibieron 48 ofertas por un volumen que totalizó 40.550.000 metros cúbicos día, con Precios Promedio Ponderados de u$s 2,17 por millón de BTU en el PIST, y de u$s 2,84 el MBTU en el Gran Buenos Aires.
Los precios en el PIST variaron desde u$s 1,10 hasta u$s 2,52 el MBTU, en tanto que los precios en GBA variaron desde u$s 1,54 hasta u$s 3,42 el MBTU.
Del total de ofertas, 19 llegaron desde Neuquén y sumaron 16.050.000 m3/día; 5 ofertas provinieron de Santa Cruz por 3.500.000 m3/d; otras 12 ofertas fueron desde Tierra del Fuego y totalizaron 12.000.000 m3/d; 7 ofertas llegaron desde proveedores y comercializadores de la cuenca Noroeste por un volumen diario de 3.700.000 m3/d; y 5 ofertas por un total de 5.300.000 m3/día llegaron desde Chubut.
La Argentina alcanzó un hito histórico en su producción de petróleo, al registrar 868.712 barriles diarios en diciembre de 2025, según informó la Secretaría de Energía.
Este nivel representa un aumento interanual del 14,8% y una suba del 2,3% respecto al mes anterior. “Argentina tuvo en diciembre el mejor mes de su historia en producción de petróleo”, destacó la dependencia de Secretaria de Energía en un posteo oficial.
Argentina tuvo en diciembre el mejor mes de su historia en producción de petróleo.
✅ 868.712 barriles por día ✅ +2,3% intermensual ✅ +14,8% interanual
Con reglas claras, inversión privada y un Estado que ordena y deja producir, la Argentina consolida su potencial energético… pic.twitter.com/8bzHa4b9T2
La cartera de Energía señaló que este crecimiento se logra “con reglas claras, inversión privada y un Estado que ordena y deja producir”, consolidando así el potencial energético del país y generando crecimiento, empleo y divisas.
El incremento en la producción se reflejó también en la balanza de dólares del sector energético, que registró un saldo positivo de US$ 893 millones en diciembre, gracias a exportaciones por US$ 1.067 millones frente a importaciones por US$ 174 millones.
En 2025, el superávit acumulado de la energía alcanzó US$ 7.815 millones, mejorando en US$ 2.085 millones respecto al mismo período de 2024. Este resultado se explicó principalmente por mayores exportaciones, que aumentaron US$ 1.369 millones, y menores importaciones, que se redujeron en US$ 716 millones.
Los beneficiarios del fallo por la expropiación de YPF solicitaron a la jueza del Segundo Circuito de Nueva York, Loretta Preska, que obligue al estado argentino a detallar la ubicación, cuentas y movimientos de sus reservas de oro.
El pedido se fundamenta en la denuncia de una supuesta estrategia de ocultamiento de activos por parte del gobierno para evitar el pago de la sentencia de US$ 16.100 millones de dólares.
Según los demandantes, el país incumplió la orden de presentar un testigo calificado para declarar sobre el patrimonio nacional.
Los fondos Petersen y Eton Park sostienen que Argentina presentó a un expositor “deliberadamente no preparado”, lo cual consideran una maniobra de obstrucción en el proceso de descubrimiento de bienes.
Los demandantes buscan identificar activos embargables para ejecutar la sentencia dictada en el tribunal del Distrito Sur de Nueva York. La información proviene de una carta remitida el 21 de enero de 2026 por el estudio de abogados Levine Lee LLP a la jueza Loretta A. Preska.
Según replicó la agencia Noticias Argentinas, los representantes legales de los beneficiarios del fallo detallan los incumplimientos en los que habría incurrido la República Argentina respecto a las órdenes judiciales de agosto de 2025.
En el cuerpo de la nota presentada al tribunal, los abogados afirmaron que “el incumplimiento de la República en producir un testigo calificado forma parte de su estrategia para evadir la ejecución de la sentencia de US$16.1 mil millones, incluyendo la ocultación de más de US$1.000 mil millones en reservas de oro”. Los demandantes argumentaron que la falta de respuestas es “grave y continua” y que el daño económico es mayor debido a que el precio del metal alcanzó un máximo histórico.
La presentación judicial señala que funcionarios de alto rango tienen acceso a los datos requeridos. Según el texto, el ministro de Economía, Luis Caputo, posee información directa sobre el traslado de los activos, resaltando que “el ‘jefe’ de (Santiago) Bausili” (presidente del Banco Central) y que ambos están en “contacto continuo vía grupo de chat”.
Para los litigantes, la elección de un testigo sin estos conocimientos “equivale a una falta de comparecencia”. Ante esta situación, los beneficiarios del fallo solicitaron que el tribunal “obligue a la República a proporcionar de inmediato una declaración jurada identificando la ubicación, movimientos y cuenta(s) que mantienen el oro”.
En caso de que el gobierno alegue falta de acceso a la información del Banco Central, pidieron celebrar una “audiencia probatoria con testimonio de individuos con conocimiento, incluyendo a Caputo y otros testigos”.
Finalmente, el escrito reclama que se ordene a la República Argentina pagar los “honorarios razonables de abogados” de los demandantes por su conducta obstructiva.
Los abogados recordaron que organismos como el Ministerio de Seguridad y la Auditoría General de la Nación (AGN) poseen autoridad legal para acceder a la información sobre el transporte de las reservas.
YPF anunció la licitación de una reapertura de sus Obligaciones Negociables Clase XXXIV, con el objetivo de captar entre US$ 300 y US$ 500 millones adicionales en los mercados internacionales. El instrumento, denominado en dólares y emitido bajo legislación de Nueva York, paga una tasa fija del 8,25% anual y vence en 2034.
La operación se realizará por precio, con una tasa de rendimiento objetivo cercana al 8%, y forma parte de la estrategia financiera de la compañía para fortalecer su posicionamiento en los mercados de capitales externos, ampliar la base de inversores y mejorar la liquidez de sus instrumentos de deuda.
Las Obligaciones Negociables Clase XXXIV fueron emitidas originalmente en enero de 2025 por un monto de US$ 1.100 millones. Con esta reapertura, el volumen total en circulación pasará a ubicarse en un rango de US$ 1.400 a US$ 1.600 millones, un nivel que apunta a consolidar al bono como referencia dentro del universo de deuda corporativa argentina en dólares.
El calendario de amortización del capital contempla tres pagos anuales consecutivos:
30% el 17 de enero de 2032
30% el 17 de enero de 2033
40% final el 17 de enero de 2034
Los intereses se abonarán de forma semestral, cada 17 de enero y 17 de julio, hasta la fecha de vencimiento.
La recepción de ofertas permanecerá abierta hasta el miércoles 21 de enero a las 13 horas. Los inversores podrán participar a través de ALyCs y bancos habilitados, entre los que se encuentran Santander, Galicia, Balanz, Macro, Cucchiara, CMF y Allaria, según informaron fuentes del mercado.
La Subsecretaría de Energía del Ministerio de Infraestructura y Servicios Públicos bonaerense, avanzó en la adjudicación de una obra eléctrica en el partido de Carmen de Patagones, que mejorará el servicio en el sur de la provincia de Buenos Aires.
La obra contempla la construcción de una Estación Transformadora de rebaje 33/13,2 kV en las inmediaciones de la localidad de J. B. Casas y otra Estación Transformadora 33/13,2 kV a nivel en las proximidades de la localidad de Bahía San Blas.
Además, se incluye la instalación de transformadores, seccionadores, reconectadores, y sistemas de protección.
Serán dos nuevas estaciones transformadoras, una en la localidad de J. B. Casas y otra en Bahía San Blas, que permitirán potenciar todo el servicio eléctrico de la región y conectar 3.500 nuevos bonaerenses.
Actualmente el suministro del servicio eléctrico depende de una línea de 13,2 kV que recorre más de 60 km y, con la nueva obra, se triplicará esa capacidad, mejorando la calidad del servicio y permitiendo conectar a más de 3500 nuevos usuarios residenciales de la zona.
Los trabajos, que cuentan con una inversión total de $1.095 millones, tienen por objetivo garantizar la calidad del suministro eléctrico, clave para el desarrollo de la región, especialmente en la localidad de Bahía San Blas, una zona afectada por problemas de tensión.
La intervención será clave para el desarrollo de la región sur de la Provincia de Buenos Aires, porque no sólo refuerza el suministro de energía eléctrica en las localidades y poblaciones dispersas, sino también porque promueve la posibilidad de un mayor desarrollo turístico y económico.
La Bahía San Blas es uno de los principales exponentes de la oferta turística vinculada a la pesca deportiva de la provincia y su desarrollo productivo se ve afectado por los reiterados cortes del servicio eléctrico, provocados por tormentas eléctricas y vientos fuertes, comunes en la región sur; o por picos de demanda en temporada veraniega.
El Régimen de Generación Distribuida de Energía Eléctrica en La Pampa continúa mostrando una evolución sostenida y resultados positivos para el sistema eléctrico provincial. Durante noviembre se registró un récord histórico con la incorporación de 10 nuevos usuarios generadores, lo que permitió superar los 2 megavatios de potencia instalada en generación renovable distribuida hacia fines de 2025. Este volumen equivale al consumo promedio de 4.555 hogares pampeanos.
La Generación Distribuida constituye uno de los ejes centrales del Plan Estratégico de Energía impulsado por el gobernador Sergio Ziliotto, orientado a consolidar la transición energética en el territorio provincial mediante un modelo de generación limpia, descentralizada y con fuerte anclaje local. Este esquema promueve un rol activo y colaborativo de usuarios y usuarias junto a las cooperativas eléctricas, que participan tanto en la generación de energía como en la adopción de prácticas de ahorro y eficiencia energética, fortaleciendo la estabilidad y robustez del sistema.
A cuatro años de la puesta en marcha del régimen, La Pampa cuenta con 106 usuarios generadores adheridos, lo que ubica a la provincia en el séptimo lugar a nivel nacional en cantidad de participantes y en el décimo puesto en potencia instalada, con un total de 2.001,58 kilovatios, según el último reporte actualizado a noviembre de 2025.
Soberanía energética
La Generación Distribuida permite a usuarios y usuarias producir energía eléctrica a partir de fuentes renovables, principalmente para autoconsumo. Además, la energía excedente puede inyectarse a la red de distribución, generando una compensación económica en la factura eléctrica o siendo destinada a otros usuarios. Este mecanismo contribuye de manera directa a la soberanía energética provincial, al incorporar energía limpia y pampeana al sistema y reducir la dependencia del mercado mayorista nacional.
El récord alcanzado es resultado de un trabajo articulado entre el Estado provincial, las cooperativas eléctricas y la comunidad. Desde la Secretaría de Energía y Minería se brindan instancias de acompañamiento y asesoramiento técnico para facilitar el acceso al régimen, al tiempo que el Gobierno provincial impulsa herramientas financieras destinadas a promover la adquisición de equipos de generación distribuida. Estas políticas no solo fortalecen el sistema energético, sino que también dinamizan la economía local y fomentan el desarrollo de proveedores e instaladores pampeanos especializados.
La consolidación de un Plan Estratégico de Energía que prioriza lo local y reconoce a la transición energética como una política de Estado permite a La Pampa contar con las herramientas necesarias para afrontar los desafíos actuales y futuros en materia de generación, eficiencia, modernización y aprovechamiento sostenible de sus recursos energéticos.
El directorio de Nucleoeléctrica, de izquierda a derecha: Axel Larreteguy, Marcelo Famá (director suplente), Demian Reidel (presidente), Germán Guido Lavalle (vicepresidente), Diego Chaher y Marco Campolonghi.
Una denuncia interna en Nucleoeléctrica Argentina por presuntos sobreprecios en un contrato que finalmente no se aprobó desencadenó en las últimas horas en la suspensión del gerente general, Marcelo Famá, y al gerente de Coordinación Administrativa, Hernán Pantuso.
La decisión la tomó este miércoles el directorio de la compañía en una votación dividida. Demian Reidel, presidente de la empresa, votó en contra, y Diego Chaher, integrante del directorio, titular de la Agencia de Transformación de Empresas Públicas y hombre de confianza del asesor presidencial Santiago Caputo, lo hizo a favor.
Fuentes de Nucleoeléctrica aseguraron a EconoJournal que no es una suspensión sino que solo les congelaron la firma mientras se investigan los hechos. Por el momento, la firma de ambos fue delegada a Fernando Monserrat, ex gerente general de la empresa.
La denuncia por supuestas irregularidades en la contratación de un servicio de limpieza fue presentada el 5 de enero por el gerente de la Planta Central Nuclear Atucha I-II, Juan Pablo Nolasco Sáenz, ante el Comité de Integridad de la Empresa
En su presentación, el funcionario relató una serie de episodios que comenzaron el 12 de noviembre con la apertura de ofertas para la licitación y que describen intervenciones de Pantuso que habrían apuntado a direccionar la contratación en favor de la empresa de limpieza LX Argentina. El contrato que se consideraba asignar a dicha empresa tenía un costo 140% más alto que el valor que en la actualidad paga Nucleoeléctrica por ese servicio, según lo publicado originalmente por Perfil.
El directorio suspendió a dos gerentes
El directorio de Nucleoeléctrica aprobó este miércoles por tres votos contra dos la suspensión de sus cargos y una apertura de sumarios contra Famá y Pantuso. “Se hizo un sumario por las denuncias”, sintetizó una fuente.
Reidel y el director Marco Campolonghi votaron en contra, mientras que el vicepresidente de la empresa, Germán Guido Lavalle, y los directores Diego Chaher y Axel Larreteguy lo hicieron a favor.
Guido Lavalle fue desplazado recientemente de la presidencia de la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA), pero continúa en el directorio de NA.SA. en representación de la institución, la cual tiene una silla permanente. El gobierno creó en diciembre una Secretaria de Asuntos Nucleares a cargo de Federico Ramos Napoliy designó a Martín Porro en la presidencia de la CNEA en reemplazo de Guido Lavalle.
No está claro si el tratamiento de las suspensiones estaba incluido en el temario o fue propuesto sobre tablas. “Reidel y Campolonghi votaron en contra, el resto a favor. Reidel y Fama se levantaron de la reunión y quedó a cargo de la RD el VP, Guido Lavalle”, contó la misma fuente. En cambio, otra fuente indicó que el tratamiento del caso estaba en el temario. «El tema estaba hace una semana dando vueltas», dijo.
Conflicto entre la línea política y la línea técnica en Nucleoeléctrica
Fuentes en Nucleoeléctrica vienen describiendo un clima conflictivo generado por los cambios en el funcionamiento de la empresa promovidos desde la Gerencia de Coordinación Administrativa que comandaba Pantuso. En concreto, existen diferencias cada vez más expuestas sobre cambios en la política de compras dentro de la empresa que estarían dificultando la ejecución de tareas de mantenimiento y proyectos en los plazos esperados.
Desde la Gerencia de Coordinación Administrativa se impulsó una política de agrupación de compras de insumos para las centrales nucleares. Hasta ese momento, cada una de las tres centrales nucleares gestionaba las licitaciones de las compras de los insumos necesarios para la operación y mantenimiento, siempre con la aprobación final por parte de la subgerencia de Abastecimiento y Contrataciones dentro de Coordinación Administrativa.
Para gestionar las compras cada central nuclear contaba con un comité de preadjudicación y un comité de recepción. Pero estas áreas fueron anuladas y las compras para las centrales pasaron a estar concentradas por Abastecimiento y Contrataciones. Fuentes en Nucleoeléctrica indican que el cambio impactó en los tiempos de recepción de insumos y componentes por el estiramiento en los plazos de pago de las facturas, generando una ralentización en la ejecución de tareas.
Un hecho puntual que agudizó la tensión dentro de la empresa por la política de compras ocurrió en diciembre. El subgerente de producción en Atucha I y II, Martín Reina, y el jefe de departamento asistencia de producción, Gabriel Blejer, asistieron al Área de Supervisión Independiente de la empresa en la realización de la revisión corporativa del año pasado.
La revisión corporativa es un procedimiento anual en el que personal del Área de Supervisión Independiente evalúa los procesos y actividades de planta, corporativos y de soporte, y el comportamiento del personal, de forma tal de identificar problemáticas y corregirlas. El procedimiento consiste de entrevistas a personal de la empresa para consultar sobre temas de interés previamente definidos entre la Gerencia Planeamiento Estratégico y dicha área.
La política de compras formaba parte de los temas relevados en las entrevistas. Reina y Blejer colaboraron con el área de Revisión Independiente en la confección y realización de las mismas. Fuentes señalan que un reporte preliminar con respuestas de empleados de la empresa habría molestado a Pantuso, quien ordenó el despido de Reina y Blejer y la apertura de un sumario contra los dos.
Sin embargo, la reacción interna lo llevó a frenar esos despidos. El gerente de Sitio de Atucha I y II, Diego Garde, puso su renuncia a disposición, en abierto rechazo a la decisión tomada por Pantuso y validada por Famá. De todas formas, el sumario contra Blejer y Reina continúa abierto.
Otra denuncia por sobreprecios
Otra denuncia por irregularidades en contrataciones dentro de Nucleoelećtrica también fue formulada en las últimas horas desde la Asociación de Trabajadores del Estado. La Junta Interna y el Secretariado de la Seccional Zárate de ATE notificó formalmente el último martes al presidente de la compañía una denuncia por una contratación en la que el precio final presenta una diferencia de 6,4 millones de dólares con respecto al presupuesto original.
En la carta vista por EconoJournal, el gremio describe una contratación IT vinculada a una migración SAP→HANA/S/4HANA con salto de US$ 600.000 a US$ 7.000.000, absorbiendo el presupuesto anual de IT y forzando reasignaciones,
“La magnitud del salto exige explicación formal documentada: alcance real, aprobaciones, modalidad de selección, comparativas, hitos, entregables, órdenes de cambio y recepción”, reclama el gremio.
Carlos Casares, interventor del Enargas, presentó este miércoles su renuncia a la conducción del ente regulador del gas que se hará efectiva en las próximas horas. La decisión de Casares, el único integrante de la primera línea del área energética que se mantenía en su cargo desde el inicio de la gestión de La Libertad Avanza (en octubre de 2024 se produjo un recambio de las principales autoridades de la Secretaría de Energía tras el desplazamiento de Eduardo Rodríguez Chirillo), se materializa pocos días después de queel funcionario quedara fuera del Directorio que asumirá el ente unificado de gas y electricidad.
Se estima que el nuevo organismo entrará en funciones recién en marzo, una vez que Presidencia de la Nación eleve al Congreso el listado de cinco miembros que asumirá la conducción del Ente Nacional Regulador del Gas y Electricidad (ENRGE). Por lo que, en un principio, se esperaba que Casares continúe al frente del Enargas por 30 o 45 días más. Pero en disconformidad con no haber sido seleccionado para integrar el Directorio del nuevo organismo, el funcionario anticipó ayer su salida con una carta dirigida al viceministro de Energía y Minería, Daniel González, y a la Secretaría de Energía, María Tettamanti. En su misiva, a la que accedió EconoJournal, Casares incluye un punteo de unos 20 logros obtenidos durante su gestión del ente regulador.
“Por lo hecho, por lo que estaba en curso de ejecución y por lo proyectado, era mi voluntad continuar colaborando con el proyecto de la unificación de los entes reguladores (Ente Nacional Regulador del Gas y de la Electricidad), con la finalidad de que este nuevo Organismo Autárquico tenga niveles de calidad comparables con los mejores internacionales y, en consecuencia, me presenté al Concurso Público de Antecedentes para la conformación de su Directorio. Ahora bien, atento sus resultados y más allá de que no deja de sorprenderme la propuesta elevada, entiendo que, a pesar de lo antes detallado, no he satisfecho vuestras expectativas y/o no cuento ya con vuestra confianza para continuar colaborando”, concluye la carta de renuncia subida ayer por la tarde al sistema de gestión documental electrónica (GDE).
Al concurso del cual surgieron los nombres de los cinco directores que asumirán en el ENRGE), Casares se había postulado para ser elegido como presidente o como vicepresidente. El interventor fue incluido en la terna de candidatos que elevó el comité de selección para el cargo de presidente, pero el Poder Ejecutivo —tanto funcionarios del área energética como de Presidencia— se inclinó por seleccionar a Néstor Lamboglia, actual interventor del ENRE, para esa posición.
Carlos Casares presentó su renuncia como interventor del Enargas.
Fusionar estructuras
Lamboglia es un abogado que se desempeñaba en el área de Legales de la Secretaría de Energía y fue el único funcionario que se sumó al staff del ente regulador de electricidad a pedido de Osvaldo Rolando, quien se desempeñó como interventor del ENRE durante todo 2025. Cuando Rolando dejó el cargo en noviembre pasado propuso a Lamboglia como su sucesor.
Cuando se cumpla el proceso legal y administrativo para validar al Directorio del nuevo ente —primero Presidencia deberá ratificar las designaciones y luego el Congreso tendrá 30 días para expresarse sobre los nombramientos, aunque en los hechos la Ley Bases autorizaría al Ejecutivo a saltearse esa etapa—, Lamboglia tendrá el desafío de imprimirle el ritmo de gestión al nuevo ente regulador, articulando con el Poder Ejecutivo para fusionar las áreas del Enargas y del ENRE integrando estructuras y seleccionando a los directivo que liderarán cada uno de los departamentos técnicos del organismo unificado. Estaría acompañado por Vicente Serra Marche como vicepresidente y por Marcelo Nachón, Griselda Lambertini y Sergio Falzone como vocales.
El informe mensual publicado por APPA Renovables, correspondiente a diciembre de 2025, confirma una tendencia que comienza a consolidarse en el sistema energético español: el almacenamiento no es ya una promesa futura, sino una realidad activa y creciente.
Durante ese mes, se registraron 37371,93 MW en solicitudes de acceso a la red para instalaciones de almacenamiento, posicionándose como el mayor volumen entre todas las categorías de nuevas demandas de conexión.
Estas solicitudes superan ampliamente otras modalidades como el autoconsumo conectado a red —con casi 25,6 GW— y el consumo convencional —con 23,34 GW—, reflejando la aceleración del despliegue de sistemas de almacenamiento, tanto independientes como hibridados con generación renovable. En total, el conjunto de solicitudes de demanda alcanzó los 90,42 GW en diciembre, repartidos en 122 peticiones.
Este auge responde a la necesidad de integrar volúmenes crecientes de energía renovable en un sistema cada vez más electrificado. Solo en diciembre, las renovables generaron 11.359 GWh, lo que equivale al 48,9% del mix eléctrico español. La solar fotovoltaica, sin embargo, continúa enfrentando desafíos: su índice de apuntamiento se ubicó en 0,83, con un precio de captura medio de 64,53 €/MWh, mientras que la eólica logró un apuntamiento de 0,90 con 68,89 €/MWh.
Este contexto de elevada generación renovable también ha traído aparejadas restricciones técnicas, evidenciadas en los servicios de ajuste. Durante diciembre, se registraron 5.188 GWh en energía renovable a bajar, frente a apenas 42,2 GWh en energía a subir. En tiempo real, las cifras también fueron contundentes: 1.822 GWh de energía renovable “a bajar” y solo 59,8 GWh “a subir”, lo que confirma el desbalance en la operación y la urgencia de herramientas como el almacenamiento.
En este marco, el mercado eléctrico registró un precio medio diario de 58,29 €/MWh, con los valores más bajos a las 14:00 h y picos de 105,25 €/MWh a las 20:00 h. Estos vaivenes de precio son una oportunidad para los sistemas de almacenamiento, que permiten arbitraje energético y estabilización de la red.
Por otro lado, el sistema de acceso a red continúa bajo tensión. A diciembre de 2025, existen 16,54 GW de capacidad de acceso reservados para concurso y nudos de interés especial, distribuidos en 386 nudos a lo largo del país. Comunidades como Andalucía, Castilla y León y Cataluña concentran los mayores volúmenes, tanto para generación como para almacenamiento.
En paralelo, la demanda nacional alcanzó los 22582 GWh en diciembre, con un incremento del 4,2% respecto al mismo mes de 2024, lo que refuerza la necesidad de contar con infraestructuras de respaldo que puedan cubrir variaciones en el suministro.
En línea con esta dinámica, Red Eléctrica de España avanza también en el desarrollo de concursos específicos de acceso de demanda, que permitirán canalizar nuevas instalaciones en zonas estratégicas de la red. Tal como destaca un reciente análisis de Energía Estratégica, se han identificado 80 nudos para demanda en 14 comunidades autónomas, con especial concentración en regiones como Andalucía, Castilla y León y Aragón. Este tipo de concursos permitirá ordenar y optimizar el despliegue de proyectos de almacenamiento y consumo flexible, facilitando el aprovechamiento de la infraestructura ya disponible y promoviendo el equilibrio territorial en el acceso.
A medida que el sistema se vuelve más dependiente de fuentes intermitentes, el papel del almacenamiento se vuelve insoslayable. El informe de APPA Renovables deja en claro que esta tecnología ya ocupa un lugar central en la planificación energética del país. Si las cifras de solicitudes se materializan, España contará en los próximos años con decenas de GW adicionales en capacidad de almacenamiento, una transformación que impactará de lleno en la flexibilidad, estabilidad y eficiencia de su matriz energética.
Cabe recordar que estos temas estarán en el centro del debate durante el Future Energy Summit Iberia, que se celebrará el próximo 12 de febrero en Madrid. El evento reunirá a referentes del IDAE, líderes de comunidades energéticas y CEOs del sector, quienes analizarán el avance del almacenamiento, la gestión de los nudos de acceso y el nuevo escenario regulatorio para acelerar la transición energética en España.
El futuro inmediato del mercado eléctrico peruano depende de una señal pendiente: la publicación de los reglamentos de la Ley 32249. La norma, aprobada a inicios de 2025, establecía un plazo de 120 días para emitir la reglamentación correspondiente. Sin embargo, a casi un año, no hay definición oficial ni fechas concretas, lo que pone en pausa una cartera de 12,5 GW en proyectos renovables, según la Asociación Peruana de Energías Renovables (SPR).
“En las reuniones que tuvimos antes de fin de año, el Ministerio nos dijo que esto se podría publicar en el primer trimestre de este año”, señala Riquel Mitma, gerente de Regulación de EDF Power Solutions y vicepresidente de la SPR.
A la fecha, solo dos de los tres reglamentos exigidos por la ley fueron prepublicados: el de licitaciones y el del operador independiente para sistemas aislados. Resta el reglamento de servicios complementarios.
De acuerdo con el cronograma original, los tres documentos debían estar aprobados en mayo de 2025. “Si los reglamentos se prepublican ahora, los procedimientos recién podrían estar listos hacia mediados o fines de año, y las licitaciones comenzarían en 2027”, proyecta Mitma.
A nivel operativo, la falta de reglamentos ha dejado a la normativa sin efecto práctico. “Hoy esta norma es inaplicable. Ni se pueden hacer licitaciones ni firmar contratos bilaterales”, advierte Mitma. Esto ha generado una parálisis en el mercado eléctrico, ya que las empresas distribuidoras no cuentan con mecanismos habilitados para contratar energía.
En ese contexto, desde la SPR insisten en que los reglamentos no deben consolidar el status quo, sino abrir el mercado a nuevos jugadores que no disponen de plataformas 24/7. “Esta competencia real, transparente y abierta es lo que permitirá que los beneficios lleguen a los usuarios”, asegura Mitma.
“Tenemos 58 proyectos listos para avanzar. Son 12,5 GW y más de US$12000 millones que podrían empezar a movilizarse con una señal clara del Gobierno”, enfatizó el referente de la SPR.
Ese volumen de inversión representa una oportunidad estratégica para cubrir el crecimiento de la demanda eléctrica del país. El sistema interconectado peruano crece a razón de 500 MW anuales, y solo hacia 2030 se requerirán entre 2,5 y 3 GW de nueva generación, según estimaciones de la SPR. A 2035, la necesidad podría ascender a entre 5 y 7 GW, lo que convierte a esta cartera en una fuente clave para garantizar seguridad de suministro.
No obstante, Mitma advierte que, en el escenario actual, los únicos proyectos que avanzarán serán los apalancados por empresas con plataformas habilitadas, lo cual limita la entrada de nuevos actores y tecnologías.
“Si no se aprueban los reglamentos, los únicos que podrán operar son los que ya tienen presencia. Eso lleva a una mayor concentración del mercado y a precios que no necesariamente bajan”, advierte.
Desde la SPR señalan que no solo es urgente aprobar los reglamentos, sino que estos deben respetar el espíritu técnico de la Ley 32249, pensado para modernizar el sistema y permitir la entrada de nuevas tecnologías en condiciones competitivas.
En ese sentido, presentaron observaciones durante la consulta pública. Entre los aspectos clave, proponen que el reglamento de licitaciones contemple la separación entre energía y potencia, permita la compra por bloques horarios y defina que las licitaciones de largo plazo estén enfocadas a nuevos proyectos, no a activos ya existentes.
“El objetivo de esta ley es que entren nuevos agentes, con nuevas tecnologías, y eso solo es posible si las reglas aseguran una competencia real”, sostuvo.
Respecto al reglamento de servicios complementarios, Mitma destaca que debería sentar las bases para crear un mercado transparente, y no simplemente establecer un mecanismo regulado.
“No hay mejor herramienta que un mercado para lograr eficiencia. Una regulación solo intenta simularlo”, subrayó.
Además, apuntó que el caso de Iquitos —el sistema aislado más grande del mundo— exige reglas claras y un operador independiente que garantice seguridad y sostenibilidad operativa, otro punto clave que depende de esta reglamentación pendiente.
Para el sector, el rol del Ministerio es central. “Creemos que el Estado debe liderar con criterios técnicos y actuar con decisión. Si no se actúa ahora, se postergan los beneficios de esta transición energética”, concluyó Mitma.
Panamá presentó una nueva hoja de ruta para su sistema eléctrico basada en contratos de largo plazo, con precios fijos y condiciones reguladas. El objetivo es reducir la dependencia del mercado spot, evitar picos tarifarios e introducir mayor previsibilidad en la expansión de la matriz energética.
El esquema será ejecutado por la Empresa de Transmisión Eléctrica (ETESA), con el aval de la Autoridad Nacional de los Servicios Públicos (ASEP) y bajo lineamientos definidos por la Secretaría Nacional de Energía. En total se contemplan cuatro licitaciones: dos en 2026, una en 2027 y otra en 2028.
El proceso comenzará con la licitación LPI ETESA 01-25, postergada para marzo de 2026. Incluirá contratos por 20 años para proyectos eólicos e hidroeléctricos nuevos, 10 años para energía y potencia de plantas existentes y 12 años para unidades térmicas reconvertidas. Además, se permitirá que otras plantas térmicas ofrezcan respaldo al sistema bajo condiciones reguladas, aunque no hayan sido reconvertidas.
La propuesta forma parte del Plan Energético Nacional 2025–2050, que devuelve al Estado su rol planificador. Este marco no solo busca acelerar la incorporación de renovables, sino también mejorar la seguridad operativa del sistema con respaldo térmico flexible. En la práctica, se espera una reducción de la exposición a precios variables del mercado y una mejora en la eficiencia económica del sistema.
El secretario de Energía, Rodrigo Rodríguez Jaramillo, explicó que la estrategia parte de una lógica técnica, sin margen para decisiones coyunturales: “No podemos seguir apostando al mercado spot ya que es volátil y la única forma de garantizar estabilidad en las tarifas es con contratos firmes y planificados”.
El nuevo diseño contractual responde también a experiencias recientes. En 2023, Panamá pospuso una licitación renovable para revisar condiciones que excluían tecnologías de generación variable, como la eólica. Ese proceso derivó en ajustes normativos que ahora se consolidan en un esquema de largo plazo más previsible.
El rediseño contempla contratos sin indexación y con precios fijos, lo que permite a los desarrolladores estructurar proyectos con mayor claridad financiera. Al evitar la volatilidad del mercado spot, el Estado busca proteger a los usuarios regulados de aumentos abruptos en la tarifa.
Otro componente clave es la reconversión de plantas térmicas, que aportarán respaldo rápido al sistema y cubrirán picos de demanda o situaciones de emergencia. Estas unidades, al funcionar bajo esquemas regulados y predefinidos, aportarán flexibilidad sin comprometer la sostenibilidad del sistema.
La estrategia mantiene una visión de cobertura nacional. Aunque podrían exportarse excedentes de energía, el diseño prioriza el abastecimiento interno.
“El objetivo es nacional. Si hay excedentes, podrían exportarse siempre y cuando se atienda la demanda nacional primero, pero ese no es el propósito principal”, aclaró Rodríguez.
Todo el proceso está regido por reglas uniformes, transparencia técnica y sin espacio para adaptaciones ad hoc. Según el secretario, esa es la única forma de lograr una política energética que brinde estabilidad real al sector.
“La meta es asegurar confiabilidad, cobertura e impacto positivo en la tarifa, sin improvisaciones”, concluyó.
Con más de 500 MW en desarrollo entre obras en ejecución y nuevas licitaciones con sistemas de almacenamiento, Elecnor redobla su estrategia en Chile, donde ya acumula 29 años de operación.
La compañía ha ejecutado proyectos por “más de 1000 millones de dólares” y proyecta una artera futura que supera los 800 millones de dólares, centrada en infraestructura de transmisión y generación.
Así lo confirmó Jaime Bengoa, Country Manager de Elecnor en Chile, durante el último encuentro Future Energy Summit (FES) Southern Cone, donde también confirmó el interés de la compañía por avanzar en proyectos híbridos (generación + almacenamiento) en el país.
“En Chile actualmente estamos construyendo un parque fotovoltaico de casi 300 MW con su respectivo sistema BESS y participando en varias licitaciones que suman más de 500 MW, también con sistemas BESS incorporados”, reveló semanas atrás.
“A futuro se ven oportunidades, de modo que estamos licitando varios proyectos para varias generadoras”, agregó destacando que el país se ha convertido en un punto estratégico dentro del plan regional de expansión de Elecnor.
Más allá de su actividad en Chile, la compañía sostiene una presencia consolidada en otros países de la región. En Brasil, ejecutó más de 1,7 GW eólicos y 2,3 GW solares, aunque el mercado se encuentra actualmente en una fase más lenta. Elecnor también opera en Colombia y Perú, donde evalúa oportunidades a mediano plazo.
La estrategia regional se refuerza con proyectos adjudicados en México. A través de Vientos de Panabá S.A. de C.V., Elecnor fue seleccionada en la convocatoria de Proyectos Privados de Generación 2025, donde desarrollará el parque eólico Panabá 1B (252 MW) con 102,1 MW en almacenamiento. Asimismo, mediante Eólica Dzilam, avanza en el proyecto Dzilam (120 MW + 48,6 MW BESS), ambos en Yucatán.
Permisología, curtailment y transmisión: los límites del crecimiento
A pesar del crecimiento del pipeline y la robustez de la cartera, Bengoa advierte sobre los riesgos que enfrenta el desarrollo renovable en el país, en especial en lo que respecta a permisos y modelos financieros.
“Existen ciertos miedos vinculados al curtailment y la permisología, porque hay muchos proyectos que están a punto de salir, pero luego por un tema de permisos se dilatan, se atrasan y quizás el modelo financiero no funciona en el nuevo plazo”, advirtió Bengoa
“El pipeline es grande y seguramente haya proyectos que no salgan adelante, porque ha pasado en muchas ocasiones, pero hay que ver cómo evolucionan las baterías, el sistema y la permisología en Chile”, añadió.
Desde su experiencia como EPCista integral, Bengoa remarca la necesidad de coherencia entre generación, almacenamiento y transmisión, a fin de que se dé “un crecimiento sano” de la generación renovable.
Sin embargo, bajo su mirada, actualmente esa coordinación está lejos de alcanzarse, debido a los retrasos en las obras de infraestructura que sea capaz de absorber toda la energía que se quiere generar o almacenar.
Por lo que, en este sentido, Elecnor también apuesta al desarrollo de redes eléctricas como parte de su estrategia en Chile. A través de Celeo, su compañía participada, el grupo opera más de 7.900 kilómetros de líneas de transmisión, un activo clave para habilitar el despliegue renovable de la próxima década.
“Nosotros nos amoldamos a lo que aparece, pero siempre lo más sano es que todo vaya de la mano”, concluye Bengoa, sintetizando el enfoque de largo plazo que guía la estrategia de Elecnor en Chile y la región.
El sector europeo de la energía ha enviado una carta a la Comisión Europea para solicitar la creación de un marco regulatorio específico que permita acelerar el despliegue del almacenamiento de larga duración en Europa, una tecnología considerada clave para garantizar la seguridad del suministro en un sistema energético cada vez más renovable.
La carta está firmada por un amplio grupo de organizaciones europeas que representan a la industria energética, a los desarrolladores de tecnologías limpias y a grandes actores industriales. Entre las entidades firmantes se encuentran Energy Storage Europe, Cleantech for Europe, Eurelectric, la Global Renewables Alliance, el World Business Council for Sustainable Development, Future Cleantech Architects, el Long Duration Energy Storage Council, Flow Batteries Europe y EnergyTag.
En la misiva, dirigida a varios vicepresidentes ejecutivos y comisarios europeos, las organizaciones firmantes subrayan que la transición hacia un modelo energético limpio y competitivo requiere soluciones capaces de proporcionar electricidad y calor fiables durante periodos prolongados —desde varias horas hasta días o estaciones completas—, especialmente en contextos de baja generación renovable.
El sector advierte de que, pese a su importancia estratégica, el despliegue de estas tecnologías en Europa sigue siendo insuficiente. Entre los principales obstáculos identificados figuran la falta de una planificación específica, un diseño de mercado poco adaptado a la duración, marcos de inversión limitados y un tratamiento fiscal y tarifario que no reconoce adecuadamente su contribución al sistema eléctrico.
Carta adjunta
Para: Sr. Stéphane Séjourné, Vicepresidente Ejecutivo para la Prosperidad y la Estrategia Industrial Sra. Teresa Ribera, Vicepresidenta Ejecutiva para una Transición Limpia, Justa y Competitiva Sr. Wopke Hoekstra, Comisario de Clima, Cero Neto y Crecimiento Limpio Sr. Maroš Šefčovič, Comisario de Comercio y Seguridad Económica, Relaciones Interinstitucionales y Transparencia Sr. Valdis Dombrovskis, Comisario de Economía y Productividad, Implementación y Simplificación
Estimados Vicepresidentes Ejecutivos y Comisarios:
Las organizaciones firmantes presentan conjuntamente esta carta para poner de relieve la necesidad de establecer un marco secuenciado para el almacenamiento de energía de larga duración (LDES, por sus siglas en inglés) en Europa, a la luz de la transición de la Unión hacia un sistema energético altamente renovable, seguro y competitivo. Alcanzar esta transición requiere soluciones capaces de suministrar electricidad y calor fiables y asequibles durante horas, días y estaciones completas.
El almacenamiento de energía de larga duración (LDES) comprende una clase de tecnologías capaces de almacenar energía en formas químicas, electroquímicas, mecánicas o térmicas, y de liberar electricidad durante períodos de varias horas, varios días, semanas o incluso de forma estacional. El LDES incluye el almacenamiento hidroeléctrico por bombeo (PHS), sistemas basados en gravedad, almacenamiento de energía en aire comprimido (CAES), almacenamiento de aire líquido (LAES), almacenamiento de gas comprimido (CGES), almacenamiento térmico (sensible, latente o termoquímico), sistemas electroquímicos como las baterías de flujo y metal-aire, así como el almacenamiento químico mediante rutas de conversión de electricidad a gas y nuevamente a electricidad, incluidos el hidrógeno y los combustibles sintéticos.
Al convertir la generación renovable variable en un suministro firme y desplazado en el tiempo, el LDES mantiene la adecuación del sistema durante períodos prolongados de baja generación renovable. Esto reduce la dependencia de capacidad de respaldo fósil, disminuye los vertidos de energía, retrasa la necesidad de refuerzos de red y permite la electrificación industrial, apoyando la seguridad del suministro en sistemas altamente renovables al menor coste posible.
A pesar de su valor estratégico, el despliegue del LDES en Europa sigue estando muy por debajo de las necesidades del sistema. Esto refleja deficiencias estructurales en la planificación, el diseño de los mercados, los marcos de inversión, la fiscalidad y las condiciones de implementación. Los marcos existentes siguen siendo en gran medida insensibles a la duración, lo que limita la inversión en flexibilidad de varias horas y varios días. Cerrar esta brecha requiere un marco político secuenciado y coordinado, alineado con la legislación y los procesos de implementación existentes de la UE.
1. Integrar el LDES en la planificación del sistema y en las evaluaciones de adecuación
De conformidad con el Reglamento (UE) 2019/943 y sus recientes revisiones, las evaluaciones de adecuación del sistema son fundamentales para la política de seguridad del suministro de la UE. La Evaluación Europea de Adecuación de Recursos (ERAA) y las Evaluaciones Nacionales de Adecuación de Recursos (NRAA) deberían evaluar explícitamente las necesidades de flexibilidad de larga duración utilizando métricas basadas en energía (GWh), que reflejen escenarios realistas de clima, demanda y generación renovable.
Las evaluaciones de necesidades de flexibilidad promovidas en el marco de la reforma del Diseño del Mercado Eléctrico (EMD) y del desarrollo de códigos de red deberían analizar los activos de almacenamiento en una gama de duraciones. Los Planes Nacionales de Energía y Clima (PNIEC) deberían reflejar estos resultados mediante objetivos indicativos sensibles a la duración y trayectorias de despliegue. El LDES también debería tratarse como una alternativa no basada en redes en los análisis coste-beneficio de los Planes Decenales de Desarrollo de la Red (TYNDP) y de los Planes de Desarrollo de las Redes de Distribución (DNDP), de conformidad con el marco de las Redes Transeuropeas de Energía (TEN-E).
2. Reformar los mercados de servicios auxiliares y de estabilidad, así como los marcos de tarifas de red e impuestos, en línea con la reforma del Diseño del Mercado Eléctrico
A medida que se retira la generación síncrona convencional, los operadores del sistema necesitan nuevas fuentes de inercia, control de tensión, restauración del sistema, gestión de congestiones y reservas de varias horas. Los mercados actuales de servicios auxiliares —diseñados en gran medida para sistemas basados en combustibles fósiles— aún no reflejan estas necesidades del sistema.
En consonancia con los objetivos de la reforma del EMD y de los códigos de red, los Estados miembros deberían desarrollar productos de mercado tecnológicamente neutrales para reservas de varias horas, gestión de congestiones y capacidades de formación de red, incluida la inercia, el soporte de tensión y el arranque en negro.
Paralelamente, los marcos de tarifas de red y de fiscalidad deben garantizar un trato no discriminatorio y basado en costes reales para el almacenamiento. En varios Estados miembros, la electricidad almacenada está sujeta no solo a cargos dobles de red, sino también a impuestos adicionales cuando se reinyecta en la red. En otros casos, los cargos aplicados al almacenamiento hidroeléctrico por bombeo se basan en ingresos brutos y no netos. Estas prácticas distorsionan los incentivos operativos y socavan la inversión. El tratamiento tarifario y fiscal debería distinguir entre comportamientos que apoyan la red y aquellos que la sobrecargan, de conformidad con el artículo 18 del Reglamento (UE) 2019/943.
3. Alinear los mecanismos de capacidad con los resultados del ERAA y con el Marco de Ayudas Estatales para la Industria Limpia
Los mecanismos de capacidad desempeñarán un papel cada vez más relevante en toda Europa, especialmente tras las revisiones de la metodología del ERAA y la introducción del Marco de Ayudas Estatales para la Industria Limpia (CISAF).
Debe reconocerse que algunas tecnologías de LDES pueden, en determinadas condiciones de mercado, operar en mercados de solo energía sin remuneración por capacidad. Sin embargo, en la mayoría de los casos y para la mayoría de las tecnologías, los activos de larga duración se enfrentan a volatilidad de ingresos, largos plazos de desarrollo y perfiles de riesgo que los mercados de solo energía no abordan adecuadamente por sí solos.
Una remuneración de capacidad sensible a la duración —mediante factores de ajuste basados tanto en potencia como en energía (MW y MWh), duraciones contractuales alineadas con la vida útil de los activos y señales locacionales cuando sea apropiado— garantiza la coherencia con los parámetros de adecuación del ERAA y permite que el LDES compita en igualdad de condiciones con otros recursos firmes, salvaguardando al mismo tiempo la fiabilidad del sistema y la compatibilidad con las normas de ayudas estatales en el marco del CISAF.
4. Desplegar instrumentos de inversión específicos y habilitar la contratación a largo plazo
Los activos de LDES aportan valor al sistema durante largas vidas operativas y, por tanto, se benefician de marcos de inversión que reconozcan su carácter intensivo en capital y su contribución a largo plazo. Aunque los ingresos de mercado siguen siendo esenciales, a menudo no son suficientes por sí solos para respaldar un despliegue a gran escala. Sobre la base del CISAF, el Fondo de Innovación y los mecanismos nacionales de financiación, se requieren instrumentos específicos para reducir el coste medio ponderado del capital y desbloquear la inversión.
Asimismo, deben eliminarse las barreras a mecanismos de mercado como los acuerdos de compra de energía 24/7 y apoyarse su expansión. Estas herramientas pueden complementar —y no sustituir— los ingresos de mercado al mejorar la visibilidad de los ingresos a largo plazo y permitir que los consumidores industriales accedan a energía limpia y firme alineada con las necesidades del sistema, apoyando así una progresión ordenada hacia la madurez comercial.
El almacenamiento de energía de larga duración es un habilitador clave de la transición energética limpia de Europa, de la competitividad industrial y de la seguridad energética. Alinear la planificación, los mercados, las tarifas de red, la fiscalidad y los marcos de inversión con las realidades físicas de un sistema altamente renovable es esencial para evitar mayores costes del sistema, una dependencia continuada de respaldos fósiles y retrasos en la descarbonización.
Por ello, instamos a las instituciones de la UE, a los gobiernos nacionales, a los reguladores y a los operadores del sistema a integrar plenamente el LDES en las metodologías del ERAA, en la implementación de la reforma del EMD, en los mecanismos de capacidad alineados con el CISAF, en la reforma de tarifas de red e impuestos y en los marcos de contratación basados en el mercado, garantizando que Europa pueda desplegar el LDES a la escala, velocidad y en las ubicaciones necesarias.
La provincia de Río Negro continúa fortaleciendo su ecosistema industrial de cara a los megaproyectos que transformarán su matriz productiva. Según datos oficiales, el Registro de Proveedores rionegrinos ya cuenta con más de 300 empresas inscriptas. Este número refleja la expectativa del sector privado local ante hitos como la planta de GNL en Sierra Grande. Así como también el desarrollo de la minería de oro y plata en la Línea Sur.
1. Preparando la cadena de valor para el “Efecto Vaca Muerta” en Río Negro
Con el avance de los proyectos de exportación de energía (Oleoducto Vaca Muerta Sur y GNL), Río Negro se posiciona como la salida natural de los hidrocarburos neuquinos al mundo.
Especialización: El registro busca que las PyMEs locales no solo ofrezcan servicios básicos, sino que se tecnifiquen en áreas como mantenimiento industrial, logística de alta complejidad y servicios de ingeniería.
Certificaciones: La provincia promueve la profesionalización para que estas 300 empresas cumplan con los exigentes estándares de compliance y seguridad de las operadoras internacionales.
2. Minería y Energía: Un doble motor
El interés no se limita al Oil & Gas. Proyectos como Calcatreu (del cual informamos hoy en Runrún) están traccionando una demanda creciente en la Línea Sur.
Diversificación: El registro permite cruzar ofertas y demandas, asegurando que el compre local sea una realidad y no solo una expresión de deseos. Esto garantiza que el derrame económico de las inversiones quede en territorio rionegrino.
3. La clave: El Registro Digital y la Transparencia
El éxito de la convocatoria radica en la simplificación de los procesos. Contar con un mapa actualizado de quién es quién en la industria local le permite al Gobierno y a las grandes operadoras agilizar las licitaciones y la contratación de servicios especializados.
Visión Runrún:
Que 300 empresas rionegrinas ya estén “en la grilla de partida” es una señal de vitalidad económica. En Runrún siempre decimos que el éxito de los megaproyectos se mide por la capacidad de integración de las PyMEs locales. Este registro es el cimiento sobre el cual se construirá la logística del GNL y la minería del mañana.
El Ministerio del Medio Ambiente de Chile publicó en el Diario Oficial la modificación al Reglamento del Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental (SEIA) que busca actualizar los criterios de ingreso al SEIA con el objetivo de hacerlo más eficiente, sin disminuir los estándares de protección ambiental.
La Fase 2 de modificación del reglamento revisó 18 tipologías de proyectos y actualizó los umbrales de ingreso, de manera que proyectos de menor envergadura, no deban pasar obligatoriamente por una evaluación ambiental, siendo regulados en cambio por otros permisos sectoriales.
La ministra del Medio Ambiente, Maisa Rojas, indicó que «esta modificación permite que el sistema concentre su esfuerzo donde realmente importa: en los proyectos con impactos ambientales relevantes. Es una mejora regulatoria basada en evidencia, que recoge la experiencia acumulada y que moderniza criterios, algunos de ellos vigentes desde 1997».
Una de las principales innovaciones es la incorporación de criterios diferenciados para modificaciones de proyectos que ya cuentan con Resolución de Calificación Ambiental (RCA). Con ello, no es exigible una nueva evaluación ambiental a cualquier modificación. En adelante, cuando se trata del mismo tipo de proyecto original, se solicitará una nueva evaluación solo si la modificación genera nuevos impactos ambientales relevantes, lo que se determinará caso a caso.
Cabe destacar que todos los proyectos que no ingresen al SEIA seguirán regulados por normativas sectoriales, como las del Ministerio de Salud o de la Dirección General de Aguas, garantizando que no exista una desregulación de actividades con potencial impacto.
Con la modificación se incorpora un umbral de distancia mínima de 2 kilómetros para que las líneas de transmisión eléctrica deban ingresar al SEIA, siendo consistente con la legislación comparada de otros países. De acuerdo con el reglamento actual, todas las líneas de transmisión deben tener evaluación ambiental, sin distinguir entre aquellas de solo unos metros respecto de las que atraviesan varias regiones. Con esta modificación se está corrigiendo esta situación, concentrándonos en evaluar eficientemente solo aquellas líneas de transmisión de mayor envergadura.
Por otra parte, el Servicio de Evaluación Ambiental ha dispuesto adecuaciones tecnológicas, técnicas y jurídicas en atención a la entrada en vigencia de la modificación al reglamento. Ya habilitó el e-SEIA para recibir los proyectos con sus debidas tipologías de ingreso actualizadas. Además, se realizaron los ajustes requeridos en el sistema de Pertinencia Ágil, recientemente modernizado y en el instructivo que norma ese proceso.
Esta modificación reglamentaria forma parte de un proceso más amplio de modernización del SEIA. En febrero de 2024 se publicó la Fase 1 de la modificación, que tuvo como principal objetivo la incorporación de la variable del cambio climático en la evaluación de impacto ambiental, en cumplimiento de la Ley Marco de Cambio Climático, y el fortalecimiento del acceso a la información y la participación ciudadana en materia ambiental, en cumplimiento del Acuerdo de Escazú.
OBJETO: CONCURSO PÚBLICO NACIONAL E INTERNACIONAL N° 02/25 CON DESTINO A LA CALIFICACIÓN Y SELECCIÓN DE EMPRESAS PARA LA ADJUDICACIÓN DE CONCESIONES DE EXPLOTACIÓN Y EVENTUAL EXPLORACIÓN COMPLEMENTARIA CON OBJETIVO CONVENCIONAL DE HIDROCARBUROS APLICABLE A LAS ÁREAS LAS BASES, MEDIANERA, RINCONADA – PUESTO MORALES, DE CONFORMIDAD CON LO DISPUESTO POR EL ART. Nº 124 DE LA CONSTITUCION NACIONAL Y LOS ARTS. Nº 70 Y 79 DE LA CONSTITUCION PROVINCIAL.
PLIEGO DE BASES Y CONDICIONES: PODRÁ ADQUIRIRSE EN LA SECRETARIA DE ESTADO DE ENERGÍA Y AMBIENTE, CALLE LOS ARRAYANES Y LOS SAUCES, CIUDAD DE CIPOLLETTI, CP 8324, PROVINCIA DE RIO NEGRO (Teléfono: +540299-4782299), A PARTIR DEL DIA 19/01/2026. EL VALOR DEL MISMO ES DE USD 5.000.
PAQUETES DE INFORMACIÓN TÉCNICA (SISTEMATIZADA Y DIGITALIZADA) DE LAS ÁREAS LAS BASES, USD 17.340 (BASE), MEDIANERA, USD 31.840 (BASE), RINCONADA, USD 10.589 (BASE), – PUESTO MORALES, USD 37.633, (BASE).
FORMA DE PAGO: DEPÓSITO EN LA CUENTA CORRIENTE N° 900003916 a la orden del Fondo Fiduciario para la Capacitación, Desarrollo Y Fiscalización la Actividad Hidrocarburífera (FoFCaDeFHi), BANCO PATAGONIA S.A.; SUCURSAL 2650; CBU 0340265000900003916006 (CUIT: 30-71552775-4).
PRESENTACIÓN DE OFERTAS: EN LA SEDE DE LA SECRETARÍA DE ESTADO DE ENERGÍA Y AMBIENTE, LOS DÍAS HÁBILES HASTA EL 27/02/2026 HASTA LAS 10 HORAS.
APERTURA DE OFERTAS: EL DÍA 27/02/2026, A LAS 12:00 HORAS, EN LA SEDE DE LA SECRETARIA DE ESTADO DE ENERGÍA Y AMBIENTE DE LA PROVINCIA DE RIO NEGRO.
GARANTÍA DE MANTENIMIENTO DE OFERTAS: EQUIVALENTE AL 1% DEL MONTO TOTAL DE LA OFERTA, DE ACUERDO CON LO DISPUESTO EN EL PUNTO 11.10 DEL PLIEGO DE BASES Y CONDICIONES.
EE.UU. importa litio principalmente de la Argentina y Chile.
El ministro de Relaciones Exteriores, Pablo Quirno, anunció que el gobierno nacional participará de un encuentro inaugural sobre minerales críticos organizado por el gobierno de los Estados Unidos.
El encuentro será la punta de lanza para la firma de acuerdos internacionales que buscan garantizar el suministro de EE.UU. frente a China y que podría incluir el establecimiento de precios mínimos para los minerales críticos. Actualmente, EE.UU. importa litio principalmente de la Argentina y Chile.
«Argentina fue convocada a participar del encuentro inaugural sobre Minerales Críticos que encabezará el Secretario de Estado, Marco Rubio, el 4 de febrero en el Departamento de Estado», publicó Quirno este miércoles en su cuenta de X. El canciller forma parte de la delegación oficial que esta acompañando al presidente Javier Milei en el Foro Económico Mundial en Davos, Suiza.
El Departamento de Estado de EE.UU convocó a docenas de ministros de relaciones exteriores de países considerados aliados a un encuentro en febrero para alcanzar un acuerdo diseñado para ayudar a reducir su dependencia de los minerales críticos provistos por China, según reveló la semana pasada la agencia Bloomberg.
La invitación fue cursada principalmente a países de la Unión Europea, en un momento de tensión extrema con los EE.UU. por la puja en torno a Groenlandia. El presidente estadounidense, Donald Trump, brindó este miércoles en Davos un discurso en el que descartó una intervención militar para tomar el territorio que pertenece a Dinamarca pero llamó al gobierno danés a tener «negociaciones inmediatas» para «discutir la adquisición de Groenlandia».
EE.UU. quiere negociar con Argentina precios mínimos de importación
La iniciativa de promover precios sostén a determinados proyectos de minerales críticos en los EE.UU. había sido analizada ya durante la presidencia de Joe Biden.
Bloomberg reportó que el secretario de Estado debatirá con sus homológos de otros países cómo diversificar y fortalecer las cadenas de suministro de minerales críticos para reducir la exposición de los EE.UU. a China. El encuentro ocurrirá tras un anuncio oficial por parte de Trump que autoriza al gobierno a iniciar conversaciones con otros países para establecer precios mínimos de importación para los minerales críticos.
En efecto, Trump publicó la semana pasada una proclama en la que anunció su nueva política oficial para el abordaje del suministro de minerales críticos. En ese sentido, autorizó al Departamento del Tesoro y al Representante Comercial a «considerar los precios mínimos para el comercio de minerales críticos y otras medidas restrictivas del comercio» en sus negociaciones con otros países.
El objetivo es que el establecimiento de estos precios mínimos de importación para los minerales en los EE.UU., fomenten las inversiones domésticas en minería y el procesamiento de minerales. El listado oficial de minerales críticos fue actualizado en noviembre e incluye minerales como litio, cobre, uranio, plata, boro, plomo, carbón metalúrgico, fosfato, potasa y silicio.
La idea de establecer precios mínimos comenzó durante la administración de Joe Biden. El Departamento de Energía evaluó en ese momento ofrecer precios sostén a productores y procesadores domésticos de minerales críticos. La propuesta consistía en establecer un precio mínimo y pagar la diferencia cuando los precios en el mercado cayeran por debajo de ese umbral para minerales críticos.
Este respaldo estaría disponible por un tiempo limitado y se aplicaría sólo a proyectos que el Departamento de Energía haya determinado que están cerca de ser competitivos, pero que están siendo desafiados por la manipulación de precios en el extranjero.
Los fundamentos de la política de precios mínimos de EE.UU.
La nueva política se funda en una investigación reportada por el Departamento del Tesoro sobre los efectos de las importaciones de minerales críticos procesados y sus productos derivados (PCMDP por sus siglas en inglés) sobre la seguridad nacional de los Estados Unidos.
«El Secretario concluyó que Estados Unidos depende demasiado de fuentes extranjeras de PCMDP, carece de acceso a una cadena de suministro de PCMDP 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 de PCMDP», explica la proclama de Trump.
EE.UU. y Australia firmaron el año pasado un acuerdo sobre suministro y procesamiento de minerales críticos y tierras raras. El documento del acuerdo explicitó la intención de la administración Donald Trump de blindar las inversiones en minería de la volatilidad de precios inducida por China.
El secretario del Tesoro, Scott Bessent, había anticipado en octubre la intención de poner precios sostén en algunas industrias para hacer frente a China. “Vamos a establecer precios mínimos y compras a futuro para asegurarnos de que esto no vuelva a suceder y lo vamos a hacer en una variedad de industrias”, dijo Bessent.
Eduardo Hollidge y Juan Luchilo son dos históricos de Cammesa integran el staff desde la creación de la empresa en la década de 90.
El gobierno nombró a nuevas autoridades en Cammesa, la compañía clave del sector energético que administra el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM). Eduardo Hollidge asumió como vicepresidente y Juan Luchilo es el nuevo gerente general, según confirmó EconoJournal de distintas fuentes oficiales.
Se trata de la designación de dos históricos técnicos de Cammesaque integran el staff de la compañía encargada del despacho del MEM desde su creación a principios de la década del 90.
Vicepresidencia de Cammesa: un cargo clave en el vínculo con el Poder Ejecutivo
Eduardo Hollidge asumió la vicepresidencia de Cammesa. (Gentileza: Captura YouTube)
El cargo de vicepresidente que asumió Hollidge estaba vacante desde abril del año pasado con la salida de Mario Cairella, actual asesor de Presidencia en temas energéticos que no tenía buena relación con funcionarios que responden al Ministerio de Economía, como el viceministro de Energía, Daniel González.
Hollidge se desempeñaba en Cammesa como gerente general. La vicepresidencia de la empresa mixta donde lo nombraron es el cargo que tiene mayor vinculación con el Poder Ejecutivo. Por este motivo, no es extraño que hayan designado a Hollidge que, como gerente general, venía funcionando como puente de vinculación con funcionarios de la Secretaría de Energía.
Juan Luchilo se desempeñaba como gerente de Análisis y Control Global de Cammesa desde 1997.
Por su parte, Juan Luchilo, que se desempeñaba como gerente de Análisis y Control Globalen Cammesa desde 1997, reemplazó a Hollidge en la gerencia general. La designación de Luchilo tampoco es extraña dado que es un factótum en el plano técnico de la reforma eléctrica que viene llevando adelante el gobierno.
El equipo de Luchilo fue el que redactó los nuevos lineamientos que pusieron en marcha la reforma eléctrica. También fue el técnico que diseñó el instrumento contractual para instalar unidades de almacenamiento de energía bajo la licitación AlmaGBA en el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA) que lanzó la Secretaría de Energía.
La producción de petróleo en Neuquén en diciembre último superó los 600 mil barriles diarios y la de gas registró un crecimiento interanual del 10,41 %, con fuerte predominio de los desarrollos en reservorios No Convencionales, informó el gobierno de la provincia.
La producción bruta de hidrocarburos de Neuquén registró así un récord histórico, consolidando la tendencia de crecimiento sostenido del sector.
De acuerdo con datos de la Secretaría de Energía de la Nación, en el caso del petróleo, la producción alcanzó los 601.274 barriles diarios. Esto representa un incremento del 1,85 % respecto de noviembre de 2025 y un crecimiento interanual del 28,62 % en comparación con diciembre de 2024. En términos acumulados, la producción de petróleo de 2025 fue 24,7 % superior a la registrada durante todo el año 2024.
El aumento mensual estuvo impulsado principalmente por una mayor producción en las áreas Loma Campana (+9.465 bbl/d), Bajo del Choique – La Invernada (+5.722 bbl/d), La Angostura Sur I (+3.715 bbl/d), Bandurria Sur (+1.900 bbl/d) y La Amarga Chica (+1.677 bbl/d).
Por su parte, la producción de gas natural alcanzó en diciembre los 90,81 millones de metros cúbicos diarios, lo que implica un incremento del 11,75 % respecto de noviembre de 2025 y un crecimiento del 10,41 % interanual. En el acumulado enero–diciembre, la producción de gas fue 1,74 % superior a la del mismo período de 2024.
El crecimiento mensual del gas se explicó principalmente por el aumento en las áreas Aguada Pichana Oeste (+2,58 MMm³/d), El Mangrullo (+2,41 MMm³/d), Fortín de Piedra (+2,11 MMm³/d), Sierra Chata (+0,8 MMm³/d) y Aguada Pichana Este (+0,66 MMm³/d).
En cuanto a la participación por tipo de producción, el petróleo No Convencional representó el 96,96 % del total, con 582.972 barriles diarios, mientras que el gas No Convencional explicó el 90,73 % de la producción total, alcanzando los 82,39 millones de m³ diarios. De ese volumen, el gas shale aportó 72,61 millones de metros cúbicos diarios (79,96 %) y el gas tight 9,78 millones de m³ diarios (10,77 %).
Estos resultados ratifican el rol estratégico de Neuquén como principal provincia productora de hidrocarburos del país y el liderazgo de los desarrollos No Convencionales en la matriz energética nacional, destacó el gobierno.
En Añelo, el Sindicato de Petroleros Privados de Río Negro, Neuquén y La Pampa llevará a cabo este viernes a las 8:30 una asamblea general informativa en el Predio Fiesta de los Productores para comunicar los detalles del acuerdo salarial correspondiente al nuevo período paritario.
La reunión permitirá a los dirigentes gremiales explicar el acuerdo alcanzado con las cámaras empresariales del sector, que contempla un aumento salarial compuesto por una suma no remunerativa y un incremento al básico de los trabajadores petroleros.
Las negociaciones se desarrollaron en un contexto donde la inflación fue un factor clave. Según datos oficiales, el Índice de Precios al Consumidor (IPC) en diciembre de 2025 fue del 2,6% en Neuquén y del 2,8% a nivel nacional, de acuerdo con la Dirección de Estadísticas y Censos provincial y el INDEC, respectivamente.
Durante 2025, la inflación acumulada alcanzó el 31,5%, la cifra más baja en ocho años, siendo el 24,8% el registro de diciembre de 2017. Este dato fue especialmente monitoreado en Vaca Muerta para fundamentar las negociaciones salariales.
El acuerdo paritario vigente, que comprende desde abril de 2025 hasta marzo de 2026, incluye una cláusula que establece reuniones periódicas para evaluar la evolución de variables económicas e industriales, y ajustar lo convenido si fuera necesario.
La actividad se desarrollará en el Predio Fiesta de los Productores (en calle 24 y Ruta 7) de la localidad cabecera de los no convencionales, a partir de las 8,30 horas.
En 2025, Argentina alcanzó un superávit energético sin precedentes de USD 7.815 millones, la cifra más elevada desde que se llevan registros oficiales, según datos difundidos por el Instituto Nacional de Estadística y Censos (Indec).
Este resultado excepcional se explicó por un aumento significativo en las exportaciones del sector energético y una marcada reducción en las importaciones. Las ventas externas de combustibles y energía totalizaron USD 11.086 millones, lo que representa un crecimiento interanual del 12,8% y un récord histórico para el país.
Números actualizados de la balanza comercial energética y minera para los próximos años. 🇦🇷 pic.twitter.com/nAqhxGO6x1
Por otro lado, las importaciones en el mismo rubro disminuyeron un 18% respecto a 2024, sumando USD 3.271 millones. La combinación de estas tendencias permitió que la balanza energética cerrara con el mayor saldo positivo registrado hasta ahora, superando incluso los años 2024 y 2006, cuando el superávit superó los USD 5.000 millones.
El desempeño del sector energético contribuyó de manera significativa al superávit total del comercio exterior de bienes, que alcanzó USD 11.286 millones durante 2025. En ese período, las exportaciones argentinas totalizaron USD 87.077 millones, con un aumento del 9,3%, mientras que las importaciones crecieron un 24,7%, llegando a USD 75.791 millones.
2025 marcó récord histórico del saldo comercial energético y de exportaciones de energía.
La balanza comercial energética arrojó el superávit más alto del que se tiene registro con USD 7.815 millones.
De cara al futuro, las proyecciones oficiales del Ministerio de Economía, liderado por Luis Caputo, apuntan a un crecimiento exponencial en las exportaciones energéticas. Según estimaciones, para 2030 las ventas externas del sector podrían alcanzar los USD 45.000 millones, con un aporte de USD 30.000 millones proveniente de la energía y USD 15.000 millones de la minería. Para 2035, se prevé que las exportaciones alcancen los USD 75.000 millones, impulsadas por USD 44.000 millones de energía y USD 31.000 millones de minería.
En detalle, el sector energético representó el 12,7% del total exportado por Argentina en 2025, ubicándose detrás de las manufacturas de origen agropecuario e industrial, pero con uno de los saldos comerciales más altos entre los grandes rubros.
El informe del Indec subraya que, durante diciembre de 2025, la balanza energética mantuvo su tendencia positiva con un superávit de USD 893 millones. Ese mes, las exportaciones energéticas ascendieron a USD 1.067 millones, con un leve incremento interanual del 0,6%, mientras que las importaciones fueron de USD 174 millones, una baja del 0,4% respecto al diciembre anterior.
En términos generales, diciembre cerró con exportaciones totales por USD 7.448 millones y un crecimiento del 5,7%, mientras que las importaciones alcanzaron USD 5.556 millones, un aumento del 3,5%. Esto dejó un superávit comercial mensual de USD 1.892 millones, el vigésimo quinto resultado positivo consecutivo.
El aumento en las exportaciones de combustibles y energía durante el año se debió principalmente a un incremento en las cantidades vendidas, a pesar de una caída en los precios. En diciembre, las cantidades exportadas crecieron un 12,7%, mientras que los precios descendieron un 10,7%, permitiendo que el valor total exportado se mantuviera estable respecto al año anterior.
En contraste, las importaciones energéticas mostraron una reducción tanto en cantidades como en precios, disminuyendo su peso en el total de compras externas del país y contribuyendo al saldo positivo del sector.
En 2025, Argentina alcanzó un superávit energético sin precedentes de USD 7.815 millones, la cifra más elevada desde que se llevan registros oficiales, según datos difundidos por el Instituto Nacional de Estadística y Censos (Indec).
Este resultado excepcional se explicó por un aumento significativo en las exportaciones del sector energético y una marcada reducción en las importaciones. Las ventas externas de combustibles y energía totalizaron USD 11.086 millones, lo que representa un crecimiento interanual del 12,8% y un récord histórico para el país.
Números actualizados de la balanza comercial energética y minera para los próximos años. 🇦🇷 pic.twitter.com/nAqhxGO6x1
Por otro lado, las importaciones en el mismo rubro disminuyeron un 18% respecto a 2024, sumando USD 3.271 millones. La combinación de estas tendencias permitió que la balanza energética cerrara con el mayor saldo positivo registrado hasta ahora, superando incluso los años 2024 y 2006, cuando el superávit superó los USD 5.000 millones.
El desempeño del sector energético contribuyó de manera significativa al superávit total del comercio exterior de bienes, que alcanzó USD 11.286 millones durante 2025. En ese período, las exportaciones argentinas totalizaron USD 87.077 millones, con un aumento del 9,3%, mientras que las importaciones crecieron un 24,7%, llegando a USD 75.791 millones.
2025 marcó récord histórico del saldo comercial energético y de exportaciones de energía.
La balanza comercial energética arrojó el superávit más alto del que se tiene registro con USD 7.815 millones.
De cara al futuro, las proyecciones oficiales del Ministerio de Economía, liderado por Luis Caputo, apuntan a un crecimiento exponencial en las exportaciones energéticas. Según estimaciones, para 2030 las ventas externas del sector podrían alcanzar los USD 45.000 millones, con un aporte de USD 30.000 millones proveniente de la energía y USD 15.000 millones de la minería. Para 2035, se prevé que las exportaciones alcancen los USD 75.000 millones, impulsadas por USD 44.000 millones de energía y USD 31.000 millones de minería.
En detalle, el sector energético representó el 12,7% del total exportado por Argentina en 2025, ubicándose detrás de las manufacturas de origen agropecuario e industrial, pero con uno de los saldos comerciales más altos entre los grandes rubros.
El informe del Indec subraya que, durante diciembre de 2025, la balanza energética mantuvo su tendencia positiva con un superávit de USD 893 millones. Ese mes, las exportaciones energéticas ascendieron a USD 1.067 millones, con un leve incremento interanual del 0,6%, mientras que las importaciones fueron de USD 174 millones, una baja del 0,4% respecto al diciembre anterior.
En términos generales, diciembre cerró con exportaciones totales por USD 7.448 millones y un crecimiento del 5,7%, mientras que las importaciones alcanzaron USD 5.556 millones, un aumento del 3,5%. Esto dejó un superávit comercial mensual de USD 1.892 millones, el vigésimo quinto resultado positivo consecutivo.
El aumento en las exportaciones de combustibles y energía durante el año se debió principalmente a un incremento en las cantidades vendidas, a pesar de una caída en los precios. En diciembre, las cantidades exportadas crecieron un 12,7%, mientras que los precios descendieron un 10,7%, permitiendo que el valor total exportado se mantuviera estable respecto al año anterior.
En contraste, las importaciones energéticas mostraron una reducción tanto en cantidades como en precios, disminuyendo su peso en el total de compras externas del país y contribuyendo al saldo positivo del sector.
Las regalías petroleras que recibe Neuquén, la provincia donde se encuentra el megayacimiento de crudo no convencional de Vaca Muerta, fueron inferiores a las previstas en el 2025, como consecuencia de menores cotizaciones en el barril de crudo. Los ingresos petroleros representan el 70% de los ingresos de la provincia.
El gobierno neuquino cerró el año con un acumulado de recursos corrientes de 5,03 billones de pesos y una predominancia del 46% por parte de las regalías por el gas y el petróleo que se extraen en la provincia, informó el sitio especializado Econojournal.
En la administración de la provincia de Neuquén explicaron que diciembre fue “el peor mes”, con una cotización que terminó un 5% abajo respecto de noviembre, pero esperan que represente un “piso” para el 2026.
“Va a ser un año parecido al año pasado en el hecho de que vamos a tener que ir mirando la caja trimestre a trimestre”, dijo la secretaria de Hacienda de Neuquén, Carola Pogliano.
Explicó que el resultado a la baja en las regalías del 2025 se dio por un precio del barril de petróleo inferior al esperado. Los datos oficiales publicados por la subsecretaría de Ingresos Públicos de Neuquén arrojaron que, de enero a diciembre, las regalías hidrocarburíferas aportaron 2,32 billones de pesos, el 46% de los recursos corrientes del año.
El resultado fue muy inferior al esperado: unos $ 100.000 millones por debajo de lo que el equipo del gobernador Rolando Figueroa había proyectado en la Ley de Presupuesto. Estaba previsto que ingresaran 1,8 billones en el año y el resultado fue de 1,7.
Si bien hubo una clara predominancia de estos ingresos, que aportaron más del triple que el gas en la mayoría de los meses del año pasado, las oscilaciones en el precio del petróleo conspiraron contra el resultado final, explicaron desde la Gobernación.
La Provincia había utilizado un valor de 71,5 dólares el barril para el cálculo de sus regalías petrolíferas, pero el promedio de venta osciló los 67 dólares en el año.
Por suerte, los datos fueron buenos en cuanto a la producción en Vaca Muerta, ya que el presupuesto había estimado un crecimiento interanual de un 8%, sustentado “exclusivamente” en la producción de petróleo no convencional, con un promedio de 517.000 barriles diarios, y esa meta se alcanzó con el salto de producción que comenzó a partir de septiembre.
Ese también fue el mejor mes para las regalías petrolíferas, con recursos que alcanzaron los 174.441 millones de pesos. El peor fue marzo, con la entrada de apenas 108.400 millones por el mismo concepto.
En cuanto al gas, el presupuesto del 2025 había estimado ingresos de regalías por casi 561.200 millones de pesos en todo el año e ingresaron en el año 570.500, apenas por encima de lo previsto.
Para enero, el gobierno de la provincia espera que el barril termine oscilando entre los 62 y 64 dólares: si bien se registró una pequeña caída tras la captura de Nicolás Maduro y la intervención de Estados Unidos en Venezuela, las protestas en Irán hicieron que la tendencia se revierta al alza pocos días después.
El presupuesto de Rolando Figueroa para este año se elaboró con un precio del barril bruto de 63 dólares y un valor de liquidación de regalías en 55. El total de ingresos corrientes está estimado en 7,5 billones de pesos, con las regalías hidrocarburíferas como protagonistas con casi 4 billones.
Las regalías petroleras que recibe Neuquén, la provincia donde se encuentra el megayacimiento de crudo no convencional de Vaca Muerta, fueron inferiores a las previstas en el 2025, como consecuencia de menores cotizaciones en el barril de crudo. Los ingresos petroleros representan el 70% de los ingresos de la provincia.
El gobierno neuquino cerró el año con un acumulado de recursos corrientes de 5,03 billones de pesos y una predominancia del 46% por parte de las regalías por el gas y el petróleo que se extraen en la provincia, informó el sitio especializado Econojournal.
En la administración de la provincia de Neuquén explicaron que diciembre fue “el peor mes”, con una cotización que terminó un 5% abajo respecto de noviembre, pero esperan que represente un “piso” para el 2026.
“Va a ser un año parecido al año pasado en el hecho de que vamos a tener que ir mirando la caja trimestre a trimestre”, dijo la secretaria de Hacienda de Neuquén, Carola Pogliano.
Explicó que el resultado a la baja en las regalías del 2025 se dio por un precio del barril de petróleo inferior al esperado. Los datos oficiales publicados por la subsecretaría de Ingresos Públicos de Neuquén arrojaron que, de enero a diciembre, las regalías hidrocarburíferas aportaron 2,32 billones de pesos, el 46% de los recursos corrientes del año.
El resultado fue muy inferior al esperado: unos $ 100.000 millones por debajo de lo que el equipo del gobernador Rolando Figueroa había proyectado en la Ley de Presupuesto. Estaba previsto que ingresaran 1,8 billones en el año y el resultado fue de 1,7.
Si bien hubo una clara predominancia de estos ingresos, que aportaron más del triple que el gas en la mayoría de los meses del año pasado, las oscilaciones en el precio del petróleo conspiraron contra el resultado final, explicaron desde la Gobernación.
La Provincia había utilizado un valor de 71,5 dólares el barril para el cálculo de sus regalías petrolíferas, pero el promedio de venta osciló los 67 dólares en el año.
Por suerte, los datos fueron buenos en cuanto a la producción en Vaca Muerta, ya que el presupuesto había estimado un crecimiento interanual de un 8%, sustentado “exclusivamente” en la producción de petróleo no convencional, con un promedio de 517.000 barriles diarios, y esa meta se alcanzó con el salto de producción que comenzó a partir de septiembre.
Ese también fue el mejor mes para las regalías petrolíferas, con recursos que alcanzaron los 174.441 millones de pesos. El peor fue marzo, con la entrada de apenas 108.400 millones por el mismo concepto.
En cuanto al gas, el presupuesto del 2025 había estimado ingresos de regalías por casi 561.200 millones de pesos en todo el año e ingresaron en el año 570.500, apenas por encima de lo previsto.
Para enero, el gobierno de la provincia espera que el barril termine oscilando entre los 62 y 64 dólares: si bien se registró una pequeña caída tras la captura de Nicolás Maduro y la intervención de Estados Unidos en Venezuela, las protestas en Irán hicieron que la tendencia se revierta al alza pocos días después.
El presupuesto de Rolando Figueroa para este año se elaboró con un precio del barril bruto de 63 dólares y un valor de liquidación de regalías en 55. El total de ingresos corrientes está estimado en 7,5 billones de pesos, con las regalías hidrocarburíferas como protagonistas con casi 4 billones.
El Gobierno logró la aprobación oficial de un préstamo de USD 400 millones por parte de la Corporación Andina de Fomento (CAF) para mejorar la estructura del sistema eléctrico argentino.
Luego de los cortes de electricidad que se produjeron a finales de 2025 y uno masivo, a comienzos de 2026, que afectó a cerca de un millón de usuarios en el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA), se logró obtener este préstamo para prevenir nuevas fallas.
Esta operación se publicó este lunes en el Boletín Oficial y establecida mediante el Decreto 23/2026, que consiste en el financiamiento de un Programa de Enfoque Sectorial Amplio (SWAP) de Apoyo a la Sostenibilidad del Sector Energético, orientado a la modernización del sector y a una mayor eficiencia en la asignación de subsidios.
De acuerdo con datos del Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE), para el período comprendido entre septiembre de 2024 y febrero de 2025, Edesur superó ampliamente los parámetros regulatorios, con 4,12 cortes promedio frente al límite de 2,07 y una duración media de 7,37 horas por usuario. Edenor, en contraste, registró 1,39 cortes por usuario y una duración de 3,58 horas, ambas cifras dentro de los objetivos establecidos.
El programa se centra en cuatro puntos: fortalecimiento del marco regulatorio e institucional del sector energético, mejoras en la focalización de los subsidios, promoción del uso eficiente de los recursos y otros rubros complementarios.
Este nuevo préstamo no financiará obras puntuales, sino que se diseñó como apoyo presupuestario sectorial. Apunta a acompañar políticas públicas orientadas a la sostenibilidad fiscal, la eficiencia y la equidad distributiva, criterios que articularán la asignación de los próximos recursos al sistema energético nacional.
Desde lo institucional, el contrato firmado con la CAF contempla la actualización normativa, la modernización de procesos administrativos y la provisión de asistencia técnica para mejorar la gestión del sector.
Según el Banco Central de la República Argentina, la operación tendrá un impacto limitado en la balanza de pagos, mientras que la Oficina Nacional de Crédito Público evaluó que el costo financiero del préstamo es menor al que el país enfrentaría en el mercado.
Además de este acuerdo con la CAF, se suma la inversión que aprobó la Corporación Financiera Internacional (IFC) en diciembre de 2025. Esa inversión fue de USD 300 millones en Central Puerto, para fortalecer la generación y el almacenamiento de energía.
El Gobierno logró la aprobación oficial de un préstamo de USD 400 millones por parte de la Corporación Andina de Fomento (CAF) para mejorar la estructura del sistema eléctrico argentino.
Luego de los cortes de electricidad que se produjeron a finales de 2025 y uno masivo, a comienzos de 2026, que afectó a cerca de un millón de usuarios en el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA), se logró obtener este préstamo para prevenir nuevas fallas.
Esta operación se publicó este lunes en el Boletín Oficial y establecida mediante el Decreto 23/2026, que consiste en el financiamiento de un Programa de Enfoque Sectorial Amplio (SWAP) de Apoyo a la Sostenibilidad del Sector Energético, orientado a la modernización del sector y a una mayor eficiencia en la asignación de subsidios.
De acuerdo con datos del Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE), para el período comprendido entre septiembre de 2024 y febrero de 2025, Edesur superó ampliamente los parámetros regulatorios, con 4,12 cortes promedio frente al límite de 2,07 y una duración media de 7,37 horas por usuario. Edenor, en contraste, registró 1,39 cortes por usuario y una duración de 3,58 horas, ambas cifras dentro de los objetivos establecidos.
El programa se centra en cuatro puntos: fortalecimiento del marco regulatorio e institucional del sector energético, mejoras en la focalización de los subsidios, promoción del uso eficiente de los recursos y otros rubros complementarios.
Este nuevo préstamo no financiará obras puntuales, sino que se diseñó como apoyo presupuestario sectorial. Apunta a acompañar políticas públicas orientadas a la sostenibilidad fiscal, la eficiencia y la equidad distributiva, criterios que articularán la asignación de los próximos recursos al sistema energético nacional.
Desde lo institucional, el contrato firmado con la CAF contempla la actualización normativa, la modernización de procesos administrativos y la provisión de asistencia técnica para mejorar la gestión del sector.
Según el Banco Central de la República Argentina, la operación tendrá un impacto limitado en la balanza de pagos, mientras que la Oficina Nacional de Crédito Público evaluó que el costo financiero del préstamo es menor al que el país enfrentaría en el mercado.
Además de este acuerdo con la CAF, se suma la inversión que aprobó la Corporación Financiera Internacional (IFC) en diciembre de 2025. Esa inversión fue de USD 300 millones en Central Puerto, para fortalecer la generación y el almacenamiento de energía.
A partir de una planificación sostenida, inversión pública y sinergia con el sector privado, sumado a un trabajo articulado con municipios, cooperativas, clubes e instituciones educativas, proveedores, empresas, usuarios/as y demás áreas del Gobierno, la Provincia de La Pampa avanza hacia una reconversión de la matriz energética, más justa, soberana y sostenible, con impacto directo en la calidad de vida de pampeanas y pampeanos.
Estas acciones se enmarcan en el Plan de Desarrollo Energético de la Provincia presentado por el gobernador Sergio Ziliotto en 2020, que traza los objetivos, lineamientos y acciones para avanzar hacia la transición energética con fuerte impronta territorial y social e innovación institucional.
Programa Federal de Gestión Energética
Con el objetivo de fortalecer el entramado productivo de La Pampa, el Gobierno provincial impulsa el Programa Federal de Gestión Energética, una política pública estratégica orientada a optimizar el uso de los recursos energéticos y promover la sostenibilidad en las pequeñas y medianas empresas, en un contexto económico desafiante para el sector.
En articulación con el Ministerio de la Producción y el Consejo Federal de Inversiones (CFI), la Secretaría de Energía y Minería lleva adelante este Programa desde hace más de un año, acercando a emprendedores y pymes pampeanas la posibilidad de acceder a asesoramiento técnico calificado y gratuito. A través de diagnósticos energéticos personalizados y la elaboración de una hoja de ruta, se acompaña al sector productivo y comercial en la implementación de medidas de eficiencia energética y la incorporación de nuevas tecnologías, con la posibilidad de acceder a líneas de financiamiento para su desarrollo.
En ese marco, durante el último año La Pampa registró un crecimiento exponencial en el régimen de Generación Distribuida, impulsado por políticas provinciales que promueven el financiamiento y el asesoramiento técnico para la adquisición de equipamiento destinado a la producción de energía en el ámbito productivo. Desde su puesta en marcha en 2024, el Programa ya sumó 55 empresas, de las cuales 33 cuentan con su informe de gestión energética, mientras que 25 técnicas y técnicos aprobaron el curso de capacitación, sobre un total de 64 personas inscriptas.
Camino al 100% de iluminación LED
Uno de las acciones centrales de esta política es el Plan de Alumbrado Público Eficiente e Inteligente, que desde su implementación (enero 2020) permitió alcanzar un 81% LED en el alumbrado frente al 17,54% que contaba la Provincia al momento del lanzamiento de este Plan.
Esto además permite un ahorro económico del 37%, lo que equivalente a $1.489 millones de pesos que los y las pampeanas evitamos pagar. Además de una reducción del 17% en el consumo eléctrico: La Pampa hoy consume 8.460.261 kWh menos que en 2020. Esta política pública beneficia directamente a los 369 mil pampeanos y pampeanas, quienes hoy cuentan con calles y espacios más seguros y modernos. Hasta el momento se sustituyeron más de 26.500 luminarias en los 80 municipios y comisiones de fomento de la provincia, dando como resultado 18.700 calles iluminadas con tecnología LED.
En el mes de octubre de 2025 el gobernador Sergio Ziliotto presentó en Colonia Barón la tercera etapa de este Plan, con el objetivo de que en 2027 La Pampa se convierta en la primera provincia del país en alcanzar el 100% LED en su alumbrado pública. Como meta intermedia, con esta tercera etapa en curso se proyecta alcanzar el 91% de alumbrado público con luminarias LED de alta calidad, es decir que 9 de cada 10 luminarias serán más eficientes.
El Plan de Alumbrado Público Eficiente e Inteligente también se integra con otras políticas provinciales como lo es la seguridad en puestos camineros y rutas provinciales. Durante 2025 se iluminaron 14 puestos camineros estratégicos mejorando la visibilidad en rutas, la calidad de las filmaciones y aportando mejores condiciones laborales y de vida tanto a la ciudadanía como al personal de control vial. Para este 2026 se avanzará sobre 20 cruces de rutas provinciales, mejorando sustancialmente la seguridad vial y urbana, beneficiando a 34 localidades con esta acción.
Herramientas para el uso responsable de la energía en el hogar: Estimador de Consumo Energético
Uno de los objetivos principales que tiene el Plan Estratégico de Energía es promover una demanda energética inteligente fundamentada en el acceso a la información de calidad, aumentando la participación y el empoderamiento de la ciudadanía pampeana.
En ese marco se presentó el Estimador de Consumo Energético de La Pampa, una herramienta digital desarrollada de manera conjunta entre el Ministerio de Conectividad y Modernización y la Secretaría de Energía y Minería. Este dispositivo fue diseñado para ofrecer una experiencia sencilla, permitiendo a las personas usuarias visualizar el impacto de sus electrodomésticos y usos en la factura y tomar medidas para optimizar y ser más eficientes. Además, ofrece la posibilidad de almacenar historiales de estimaciones y comparar registros previos, facilitando el análisis del consumo a lo largo del tiempo y permitiendo identificar oportunidades de mejora.
A partir de una planificación sostenida, inversión pública y sinergia con el sector privado, sumado a un trabajo articulado con municipios, cooperativas, clubes e instituciones educativas, proveedores, empresas, usuarios/as y demás áreas del Gobierno, la Provincia de La Pampa avanza hacia una reconversión de la matriz energética, más justa, soberana y sostenible, con impacto directo en la calidad de vida de pampeanas y pampeanos.
Estas acciones se enmarcan en el Plan de Desarrollo Energético de la Provincia presentado por el gobernador Sergio Ziliotto en 2020, que traza los objetivos, lineamientos y acciones para avanzar hacia la transición energética con fuerte impronta territorial y social e innovación institucional.
Programa Federal de Gestión Energética
Con el objetivo de fortalecer el entramado productivo de La Pampa, el Gobierno provincial impulsa el Programa Federal de Gestión Energética, una política pública estratégica orientada a optimizar el uso de los recursos energéticos y promover la sostenibilidad en las pequeñas y medianas empresas, en un contexto económico desafiante para el sector.
En articulación con el Ministerio de la Producción y el Consejo Federal de Inversiones (CFI), la Secretaría de Energía y Minería lleva adelante este Programa desde hace más de un año, acercando a emprendedores y pymes pampeanas la posibilidad de acceder a asesoramiento técnico calificado y gratuito. A través de diagnósticos energéticos personalizados y la elaboración de una hoja de ruta, se acompaña al sector productivo y comercial en la implementación de medidas de eficiencia energética y la incorporación de nuevas tecnologías, con la posibilidad de acceder a líneas de financiamiento para su desarrollo.
En ese marco, durante el último año La Pampa registró un crecimiento exponencial en el régimen de Generación Distribuida, impulsado por políticas provinciales que promueven el financiamiento y el asesoramiento técnico para la adquisición de equipamiento destinado a la producción de energía en el ámbito productivo. Desde su puesta en marcha en 2024, el Programa ya sumó 55 empresas, de las cuales 33 cuentan con su informe de gestión energética, mientras que 25 técnicas y técnicos aprobaron el curso de capacitación, sobre un total de 64 personas inscriptas.
Camino al 100% de iluminación LED
Uno de las acciones centrales de esta política es el Plan de Alumbrado Público Eficiente e Inteligente, que desde su implementación (enero 2020) permitió alcanzar un 81% LED en el alumbrado frente al 17,54% que contaba la Provincia al momento del lanzamiento de este Plan.
Esto además permite un ahorro económico del 37%, lo que equivalente a $1.489 millones de pesos que los y las pampeanas evitamos pagar. Además de una reducción del 17% en el consumo eléctrico: La Pampa hoy consume 8.460.261 kWh menos que en 2020. Esta política pública beneficia directamente a los 369 mil pampeanos y pampeanas, quienes hoy cuentan con calles y espacios más seguros y modernos. Hasta el momento se sustituyeron más de 26.500 luminarias en los 80 municipios y comisiones de fomento de la provincia, dando como resultado 18.700 calles iluminadas con tecnología LED.
En el mes de octubre de 2025 el gobernador Sergio Ziliotto presentó en Colonia Barón la tercera etapa de este Plan, con el objetivo de que en 2027 La Pampa se convierta en la primera provincia del país en alcanzar el 100% LED en su alumbrado pública. Como meta intermedia, con esta tercera etapa en curso se proyecta alcanzar el 91% de alumbrado público con luminarias LED de alta calidad, es decir que 9 de cada 10 luminarias serán más eficientes.
El Plan de Alumbrado Público Eficiente e Inteligente también se integra con otras políticas provinciales como lo es la seguridad en puestos camineros y rutas provinciales. Durante 2025 se iluminaron 14 puestos camineros estratégicos mejorando la visibilidad en rutas, la calidad de las filmaciones y aportando mejores condiciones laborales y de vida tanto a la ciudadanía como al personal de control vial. Para este 2026 se avanzará sobre 20 cruces de rutas provinciales, mejorando sustancialmente la seguridad vial y urbana, beneficiando a 34 localidades con esta acción.
Herramientas para el uso responsable de la energía en el hogar: Estimador de Consumo Energético
Uno de los objetivos principales que tiene el Plan Estratégico de Energía es promover una demanda energética inteligente fundamentada en el acceso a la información de calidad, aumentando la participación y el empoderamiento de la ciudadanía pampeana.
En ese marco se presentó el Estimador de Consumo Energético de La Pampa, una herramienta digital desarrollada de manera conjunta entre el Ministerio de Conectividad y Modernización y la Secretaría de Energía y Minería. Este dispositivo fue diseñado para ofrecer una experiencia sencilla, permitiendo a las personas usuarias visualizar el impacto de sus electrodomésticos y usos en la factura y tomar medidas para optimizar y ser más eficientes. Además, ofrece la posibilidad de almacenar historiales de estimaciones y comparar registros previos, facilitando el análisis del consumo a lo largo del tiempo y permitiendo identificar oportunidades de mejora.
Dieciocho empresas interesadas en construir el Parque Solar Guaymallén hicieron la primera visita al predio dónde se instalará el complejo de energía distribuida de la Municipalidad de Guaymallén. Funcionarios municipales, de la Empresa Mendocina de Energía (Emesa), del Ente Provincial Regulador Eléctrico (EPRE) y los representantes técnicos de las empresas fueron hasta la fracción de terreno de 10 hectáreas en la que se instalarán los paneles solares. El 20 de febrero habrá una nueva visita al predio.
El proyecto de la Municipalidad de Guaymallén es una iniciativa para transformar el antiguo basural de Puente de Hierro en un centro generador de energía limpia. La potencia del Sistema Voltaico de Generación Distribuida será de 5,4 MW de potencia. Con esa generación se cubrirán las necesidades energéticas de todos los servicios municipales incluyendo la energía necesaria para prestar el servicio del alumbrado público.
Emesa ya lanzó el concurso público para que la construcción del Parque Solar y anunció que los pliegos están disponibles para consultas de las empresas interesadas desde el 30 de diciembre pasado. Se pueden hacer consultas al correo electrónico renovable@emesa.com.ar, indicando en el asunto “Consultas PS Guaymallén”. El pliego se puede consultar haciendo click acá. La presentación y apertura de ofertas será el 18 de marzo de 2026.
El 15 de octubre pasado, el intendente de Guaymallén, Marcos Calvente, y el gerente general de EMESA, Mauricio Pinti, firmaron un convenio por el que la Municipalidad de Guaymallén encarga a Emesa la ejecución y realización de estudios de prefactibilidad, gestiones técnicas y administrativas para la confección del Pliego de Especificaciones Técnicas para la provisión, instalación, supervisión y habilitación de un Sistema Fotovoltaico de Generación Distribuida.
El proyecto del Parque Solar Guaymallén fue anunciado oficialmente el 30 de septiembre pasado durante la presentación del Plan Bienal de Obra Pública de Guaymallén en el Hotel Hilton, con la presencia del gobernador Alfredo Cornejo.
Por este convenio Emesa llevará adelante todas las tareas necesarias para la ejecución y puesta en marcha del parque solar, en un sistema de construcción «llave en mano», que una vez finalizada la obra la entregará a la Municipalidad de Guaymallén. Emesa tiene vasta experiencia en el desarrollo de proyectos solares en la provincia: El Quemado, que actualmente construye YPF Luz, el del Pasip en Palmira y el Parque Solar Godoy Cruz.
Honduras supera los 1000 MW de potencia instalada operativa en su sistema eléctrico, con una participación preponderante de empresas privadas en la generación, especialmente en hidroeléctricas y eólicas.
Según datos del Centro Nacional de Despacho (CND), este portafolio energético se encuentra altamente concentrado en proyectos concesionados a actores no estatales, mientras la energía solar fotovoltaica, a pesar de tener decenas de licencias otorgadas, aún no registra producción efectiva.
La generación hidroeléctrica representa más del 80 % de la capacidad total, con 848,96 MW en operación distribuidos en más de 70 plantas. Empresas como AES, Celsia, EISA y Genisa lideran este segmento, operando activos de gran envergadura como Changuinola 1, Fortuna, Estí_Barrigón, Monte Lirio y Barro Blanco. Algunos proyectos alcanzan niveles de utilización superiores al 80 % de su capacidad concesionada, como Pando (99,9 %), Bonyic (100 %) o Fortuna (89 %).
Las plantas eólicas suman 159,75 MW en funcionamiento, con desarrollos destacados como el Parque Eólico Toabré (56,35 MW), Rosa de los Vientos y Nuevo Chagres. En estos casos también prevalece la inversión privada, con rendimientos técnicos que oscilan entre 22 % y 85 %, reflejando diferencias operativas entre los distintos agentes.
En contraste, los proyectos solares —pese a sumar más de 600 MW licenciados— no aportan generación al sistema. Todos los parques registrados, entre ellos Solar Fotovoltaica Penonomé (120 MW), La Esperanza Solar (20 MW) o Macano Solar (4,75 MW), figuran con potencia actual en cero. Esta subutilización expone una brecha entre el potencial habilitado y el despliegue real de infraestructura.
En paralelo a esta realidad, Honduras avanza en una licitación internacional para incorporar 1500 MW de capacidad firme, con prioridad en tecnologías renovables y soluciones de almacenamiento. La convocatoria, liderada por la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) con respaldo de la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE), ya atrajo el interés de al menos diez empresas internacionales, marcando un punto de inflexión para el sector.
“Hay muchas empresas fuertes interesadas”, reveló anteriormente el comisionado Wilfredo Flores a Energía Estratégica. La estructura del proceso —basada en subasta inversa y contratos de largo plazo— busca aumentar la seguridad energética del país, mejorar la diversificación tecnológica y atraer nuevos jugadores al mercado local.
El portafolio licitado incluye generación renovable con y sin almacenamiento, tecnologías firmes y plantas con capacidad de despacho inmediato, todas bajo esquemas de contratación que buscan garantizar disponibilidad constante entre 2026 y 2030. Este rediseño responde a una necesidad estructural del sistema: incorporar potencia de respaldo y suplir déficits energéticos sin depender de generación térmica.
La distribución actual del sistema muestra una fuerte dependencia de hidroeléctricas privadas, muchas de las cuales presentan alta eficiencia operativa. Sin embargo, hay plantas con niveles muy bajos de aprovechamiento o incluso inactivas, como Bayano, Bajo de Mina, Salsipuedes y varias unidades menores. Lo mismo sucede en eólica, donde algunos parques muestran rendimientos inferiores al 35 %, lo que plantea desafíos técnicos y económicos.
Además de incorporar nuevos MW, el proceso licitatorio también apunta a modernizar los contratos existentes y facilitar el ingreso de tecnologías más flexibles. Entre los sectores interesados se encuentran firmas regionales con experiencia en renovables, desarrolladores europeos y fondos con visión a largo plazo, que ven en Honduras un terreno fértil para nuevas inversiones, a pesar del entorno político aún desafiante.
En este escenario, la solar fotovoltaica surge como la gran pendiente de la matriz hondureña. A pesar del número de permisos aprobados y del potencial del recurso solar en distintas regiones del país, la falta de conexión efectiva de estos proyectos limita la diversificación real del sistema. Parte del desafío será destrabar esos cuellos de botella e incentivar la ejecución de las plantas con licencia vigente.
La transformación energética en Honduras parece inevitable. Con más de 1000 MW ya en operación y otros 1500 MW en camino, el protagonismo de las empresas privadas seguirá siendo clave, tanto en generación tradicional como en la adopción de tecnologías renovables. El nuevo marco licitatorio redefine las reglas del juego e instala al país como un actor atractivo dentro del mapa energético centroamericano.
Durante 2025 se adjudicaron más de 80 GWh de almacenamiento energético en Europa, según una recopilación exclusiva realizada por Energía Estratégica. La cifra, que incluye convocatorias de al menos diez países, refleja un nivel de planificación sin precedentes, muy por encima de los 25 GWh que efectivamente se construyeron ese mismo año.
El volumen adjudicado proviene de mecanismos diversos: mercados de capacidad, esquemas estatales, programas financiados por la Unión Europea e iniciativas innovadoras a nivel nacional. Y entre los países que más capacidad distribuyeron se destacan Polonia (20 GWh), Reino Unido (18 GWh, Bulgaria (13,7 GWh), Italia (10 GWh) y España (9,4 GWh).
Mientras que Alemania, Lituania, Bélgica, Grecia, Rumania y Portugal también participaron activamente, aunque con volúmenes menores.
España adjudicó 9,4 GWh de almacenamiento en la resolución definitiva del programa FEDER, de modo que el volumen total de ayudas públicas asciende a 818 millones de euros, con una modificación en el reparto territorial respecto a las estimaciones preliminares. Iberdrola, Atlantica y Rolwind concentran más del 51% de la capacidad adjudicada, posicionándose como referentes del almacenamiento en el país.
Italia le sigue con 10 GWh, adjudicados en la primera subasta del mecanismo MACSE, orientado a almacenamiento de larga duración. El proceso, centrado en las regiones del sur y las islas, fue un caso testigo en Europa por su competitividad: el precio medio fue de apenas 12.959 €/MWh/año, muy por debajo del tope de 37.000 euros. Este valor sorprendió al mercado y marca una diferencia frente a otros esquemas, como los mercados de capacidad de Europa Central, donde los pagos han sido más elevados.
Si bien la duración media de los proyectos en MACSE fue superior, rondando las 7 horas, frente a las 4 horas en la convocatoria española, ejecutivos del sector renovable apuntan que la convocatoria de España ha resultado «más eficiente para la administración pública” en relación a los precios.
La subasta de capacidad de Polonia para el año de entrega 2030 fue la que más almacenamiento asignó: 20 GWh. Entre los adjudicatarios se encuentran empresas como Grenergy, que capturó 2,1 GWh; R.Power, con 4 GWh; además de Axpo, Nala Renewables, RWE y PGE, la eléctrica estatal.
El operador del sistema, PSE SA, fijó el precio de cierre en 465,02 PLN/kW/año, equivalentes a unos 128 USD/kW/año, siendo una de las primeras convocatorias del país donde el almacenamiento compitió con fuerza en un mercado tradicionalmente dominado por el gas.
Reino Unido adjudicó 18 GWh en su mercado de capacidad, reafirmando su rol como jurisdicción madura para el almacenamiento con contratos estables a 4-5 años vista. Le sigue Bulgaria, que mediante los programas RESTORE 1 y RESTORE 2, adjudicó 13,7 GWh, financiando 113 proyectos con una inversión superior a 1300 millones de dólares, apoyados por fondos europeos, lo que duplicó las metas previstas inicialmente.
Por su parte, Lituania adjudicó 4 GWh a través de una convocatoria de apoyo estatal. Se recibieron más de 50 propuestas y la financiación pública cubrirá en promedio el 14,7% del valor total, estimado en más de 840 millones de euros. Las instalaciones tendrán entre 30 y 300 MWh cada una, y están destinadas a mejorar la seguridad y flexibilidad del sistema eléctrico nacional.
Bélgica adjudicó 2848 MWh en su última subasta nacional. En tanto, Grecia y Alemania otorgaron 750 MWh cada una, aunque cable aclarar que el mercado alemán integró 6,57 GWh de nueva capacidad instalada durante 2025, lo que llevó su capacidad total a 24 GWh.
Parte de esta expansión fue impulsada por la InnovationAuction, un programa que premia la co-ubicación de almacenamiento con renovables, y que destinó 750 MWh en su edición más reciente.
Portugal completó el mapa con la adjudicación de 500 MW de potencia en 43 proyectos de almacenamiento, con un volumen estimado de 750 MWh.
Las ayudas, por 100 millones de euros, fueron entregadas por el Ministerio de Energía en el marco del Plan de Recuperación y Resiliencia (RRP), con instalaciones previstas antes de fines de 2025. Este ratio entre potencia y energía adjudicada confirma que se trata de sistemas de almacenamiento de corta duración, orientados a servicios de flexibilidad.
Finalmente, Rumania adjudicó al menos 700 MWh de almacenamiento a través de su esquema nacional de subvenciones, también respaldado por fondos del RRF. El país también inauguró una gran instalación solar + storage, y avanza en el desarrollo de una planta de bombeo de 1 GW. Con estas acciones, Rumania busca establecer bases firmes para la integración masiva de renovables en su matriz.
Una parte sustancial de las adjudicaciones —como en Polonia, Reino Unido, Grecia y Bélgica— se dieron en el marco de mercados de capacidad. Este tipo de mecanismos, diseñados originalmente para tecnologías despachables, ha sido progresivamente abierto al almacenamiento por baterías, que logró competir con éxito en múltiples rondas.
Cabe recordar que España aún se encuentra a la espera de la aprobación formal de su propio mecanismo de capacidad, actualmente en revisión por parte de la Comisión Europea. Una vez autorizado, este instrumento se convertirá en una pieza clave para ofrecer certidumbre a proyectos que hoy operan bajo esquemas puramente subvencionados o de mercado.
Más allá del número total, 2025 evidenció una consolidación de mecanismos diversos de apoyo al almacenamiento, desde esquemas tradicionales como los mercados de capacidad, hasta nuevos programas estatales como MACSE, o fondos europeos canalizados mediante el RRF. La variedad de enfoques refleja cómo cada país adapta sus instrumentos regulatorios a las necesidades de su sistema eléctrico.
Aun así, el despliegue no está exento de riesgos. Muchos esquemas exigen operación comercial entre 2026 y 2030, lo que pone presión sobre los promotores. Algunos precios adjudicados —como los extremadamente bajos en Italia— podrían dificultar la decisión final de inversión si no se acompaña de estabilidad regulatoria o ingresos complementarios.
En síntesis, el mapa europeo del almacenamiento cambió radicalmente en solo doce meses. Con más de 80 GWh adjudicados, Europa no solo multiplicó sus señales de inversión, sino que dejó en claro que el almacenamiento ya no es marginal, sino un componente estructural de la transición energética.
El mercado latinoamericano de storage enfrenta un momento clave. Tras una década de abaratamiento acelerado —con una caída del 89% en los precios entre 2010 y 2023, según datos de IRENA—, el Costo Nivelado de Almacenamiento (LCOS) en sistemas BESS se ubica entre 140 y 300 USD/MWh, de acuerdo a un último informe de la Organización Latinoamericana y Caribeña de Energía
Por lo que cinco ejecutivos de Trina Solar, Sungrow, JA Solar, Great Power y AMPACE pusieron la mirada en la evolución de los precios de los sistemas BESS y cómo estos a mostrar señales de estabilidad, pero con atención en variables que podrían modificar los costos.
“En los últimos años vimos un descenso de los precios de las baterías que permitió maridar y viabilizar financieramente los proyectos. Hay una estabilización de precios para el futuro, por lo que no se ven grandes variaciones”, sostuvo Vicente Walker, jefe de Trina Storage para Latinoamérica y el Caribe de Trina Solar.
La eficiencia y escala también jugarán un papel decisivo. Desde JA Solar, Marcos Donzino, Head of Sales South LATAM, anticipa una depuración del ecosistema industrial, dado la competitividad por sistemas cada vez más eficientes y mejores para los proyectos, sean híbridos o stand-alone.
“Sólo quedarán los jugadores que sean más eficientes en la producción y tecnología que ofrecen. Eso seguramente genere una tendencia de precios a la baja en los próximos años”, planteó.
Pero no todos los actores coinciden con esa lectura. Germán Rotter, sales manager BESS LATAM de Great Power, advirtió que el comportamiento del litio será determinante y, por tanto, que los valores podrían cambiar.
“Además, se debe diferenciar entre las soluciones comercial-industrial (C&I) y utility scale, que dentro de este último tipo también hay distintos segmentos como PMGD, proyectos medianos y grandes”, aclaró.
Frente a estas oscilaciones, la innovación se presenta como un amortiguador estratégico. Marcel Peralta, head de LATAM de AMPACE, destacó el avance tecnológico y el aumento de la capacidad productiva de China, lo que facilita la oferta a nivel internacional y el negocio en la región.
“Hoy en día tenemos baterías que pueden alcanzar los 15.000 ciclos y entraron al mercado con precios muy competitivos, que hacen que los retornos de inversión sean muy buenos”, aseguró. Esa combinación de longevidad y costo competitivo puede redefinir el estándar de rentabilidad para nuevos proyectos en la región.
Por su parte, Jorge Alvarado, gerente de ventas de BESS e inversores de Sungrow, pone el foco en los factores intangibles: “Hoy en día es uno de los momentos más agresivos del mercado, pero actualmente Sungrow cuenta con una propuesta de valor más importante que el precio”, expresó.
En esa línea, la compañía ya lleva más de 10 GWh asegurados en la región, de los cuales 3,1 GWh ya están en operación comercial (COD), 3 GWh en fase de comisionamiento y 4 GWh garantizados para el primer trimestre de 2026.
Tendencias de mercado: valor agregado, subastas e innovación
Este contexto cobra mayor relevancia si se lo enmarca en la expansión acelerada de proyectos de almacenamiento en la región. Chile lidera con casi 2 GW de sistemas BESS en operación, 7,5 GW en construcción y prueba, y otros 27 GW en desarrollo.
En Brasil, se espera la histórica primera subasta de almacenamiento —“LRCAP 2026 – Almacenamiento”— prevista para abril de 2026, con inicio de suministro en 2028 y contratos por diez años.
Argentina también avanza en esta dirección. Tras la adjudicación de más de 700 MW en la licitación AlmaGBA, se proyecta una nueva convocatoria denominada AlmaSADI, que sumaría entre 500 y 600 MW de BESS para reemplazo de generación forzada en nodos críticos.
En México, el gobierno dio luz verde a 20 proyectos privados con 3320 MW de capacidad renovable y 1488 MW de almacenamiento, en el marco de una convocatoria prioritaria para permisos de generación eléctrica. Y en Centroamérica y el Caribe, países como Guatemala, Panamá, República Dominicana y Honduras impulsan licitaciones que ya suman más de 4000 MW, con el almacenamiento no solo como complemento, sino como requisito técnico para la gestión energética.
En definitiva, el futuro de los precios BESS en Latinoamérica no tendrá un único comportamiento. Algunos componentes apuntan a una estabilización relativa, otros a un nuevo ciclo de subas, especialmente por factores como el litio.
Pero en paralelo, la competencia, la innovación tecnológica y la maduración del mercado empujan hacia una posible baja estructural de precios, al menos para quienes logren mantenerse eficientes y escalar. La clave será cómo se posicionan los distintos actores ante este nuevo equilibrio.
El nuevo presidente de Chile, José Antonio Kast, finalmente designó a Ximena Rincón González como ministra de Energía, en el marco de la configuración del nuevo gabinete que asumirá el 11 de marzo de 2026.
El nombramiento de Rincón se produce tras semanas de especulaciones, donde incluso se analizó la posibilidad de crear un triministerio que agrupara Energía, Economía y Minería. La propuesta, sin embargo, fue descartada, por lo que Energía mantendrá su autonomía, lo que representa una señal clara al sector respecto a la hoja de ruta que tomará el nuevo gobierno.
La senadora y próxima nueva ministra sucederá a Álvaro García, quien encabezó el biministerio de Economía, Fomento y Turismo, y Energía desde octubre de 2025, tras la renuncia de Diego Pardow por el escándalo tras el error en el cálculo de tarifas que generó cobros indebidos a los usuarios.
Y de ese modo, Rincón será la segunda mujer al frente del Ministerio de Energía de Chile tras lo hecho por Susana Jiménez Schuster entre marzo de 2018 y junio de 2019 durante el gobierno de SebastiánPiñera.
Con esta decisión, Kast consolida un gabinete de coalición, integrando a sectores que lo respaldaron electoralmente, con figuras de experiencia parlamentaria y política transversal.
¿Quién es Ximena Rincón? Abogada de la Universidad de Chile y actual senadora, fue figura clave de la exConcertación y ejerció como ministra del Trabajo y de la Secretaría General de la Presidencia durante el segundo mandato de Michelle Bachelet.
En los últimos años consolidó su propio espacio político al fundar y presidir el partido Demócratas, con el cual selló una alianza tras el plebiscito constitucional de 2022, llegando a presidir el Senado.
En tanto que su acercamiento a la derecha comenzó con el apoyo a Evelyn Matthei en primera vuelta y al propio Kast en el balotaje de 2025.
Con esta decisión, Kast consolida un gabinete de coalición, integrando a sectores que lo respaldaron electoralmente, con figuras de experiencia parlamentaria y política transversal.
Por lo que según pudo averiguar este portal de noticias, desde el nuevo oficialismo valoran el perfil político de Rincón y su capacidad de negociación parlamentaria, claves para una cartera que estará marcada por una agenda de reformas técnicas, modernización regulatoria y presión del sector privado por certidumbre.
Reforma técnica sin subsidios y foco en el mercado
La agenda energética de Kast se estructura sobre un enfoque liberal, con ejes centrados en la libertad del consumidor, la eliminación de trabas burocráticas, el ordenamiento del régimen PMGD (Pequeños Medios de Generación Distribuida) y una modernización del sistema sin subsidios.
El objetivo central es que los pequeños consumidores puedan subirse al tren de la electrificación, revelaron desde el equipo energético durante la campaña de gobierno, que plantea una reforma estructural a la distribución eléctrica, habilitando generación y almacenamiento distribuido, y asegurando calidad de servicio.
Asimismo, la nueva administración celebra la transición energética, pero advierte que se requerirán herramientas técnicas adicionales para garantizar estabilidad sin modificar el marco legal vigente. Entre ellas, se mencionan servicios complementarios, generación síncrona, inercia y corriente de cortocircuito.
Uno de los primeros desafíos será la revisión del régimen PMGD, hoy bajo críticas por su utilización extendida del régimen transitorio. Desde el oficialismo plantean la necesidad de reglas claras y coordinación operativa con el sistema eléctrico nacional.
Y cabe aclarar que el modelo que impulsa Kast descarta subsidios directos y prioriza la eficiencia técnica como herramienta para reducir tarifas y mejorar la seguridad del suministro. Aunque resta por verse si las propuestas y medidas serán suficientes para responder a las expectativas del sector.
Solar Steel, empresa líder en diseño y suministro de estructuras y seguidores solares, anuncia el lanzamiento de TracSmarT+2P, la evolución de su tecnología de seguimiento solar orientada a responder a las necesidades actuales y futuras del sector fotovoltaico.
El nuevo seguidor solar monofila 2P, disponible en configuraciones de 1 y 2 strings (hasta 41 metros por fila), combina la fiabilidad y robustez del diseño “Compact” previamente desarrollado por la compañía con una mayor versatilidad para proyectos de gran y pequeña escala. Esta solución ha sido diseñada para ofrecer seguridad estructural, estabilidad operativa y eficiencia energética, adaptándose a una amplia variedad de layouts y condiciones de terreno.
Características principales
Estandarización de componentes.TracSmarT+2P se caracteriza por su diseño optimizado con un número reducido de piezas comunes para ambas configuraciones, facilitando la logística, el mantenimiento y la gestión de repuestos.
La tornillería y los componentes estructurales se mantienen unificados, con la única excepción de los amortiguadores, presentes exclusivamente en la versión de 2 strings.
Seguridad y comportamiento ante eventos climáticos. El seguidor solar 2P ha sido desarrollado para ofrecer un alto nivel de resistencia frente a condiciones meteorológicas adversas, como vientos intensos, lluvias fuertes o granizo.
Su robustez estructural y flexibilidad permiten ajustar la orientación del seguidor para maximizar la captación solar y proteger la instalación, contribuyendo a un rendimiento energético estable y fiable.
Diseño simple y eficiente. La simplicidad constructiva es uno de los pilares del nuevo TracSmarT+2P. La reducción de componentes no solo facilita un montaje ágil y eficiente, sino que también disminuye la probabilidad de fallos mecánicos, reduciendo los costes de operación y mantenimiento y aumentando la vida útil del sistema.
Alta adaptabilidad a pendientes y layouts complejos. La combinación de las configuraciones de 1 y 2 strings permite optimizar el diseño de plantas fotovoltaicas en terrenos con geometrías complejas o pendientes variables. Esto facilita la absorción de curvas, maximiza el aprovechamiento del espacio disponible y reduce significativamente los movimientos de tierra, mejorando la viabilidad técnica y económica del proyecto.
Una solución versátil para múltiples aplicaciones. Aunque la configuración de 2 strings, o la combinación de ambas, será la predominante en los nuevos proyectos actualmente en desarrollo, Solar Steel mantiene disponible la versión de 1 string, anteriormente conocida como Compact, que se presenta como una solución idónea para proyectos de pequeña escala y aplicaciones agrícolas o de regadío.
Además, TracSmarT+2P incorpora el diseño desarrollado para la línea AgriPV by Solar Steel, cumpliendo con la normativa ya publicada en diversos países europeos. El sistema ofrece un ground clearance de hasta 1,3 metros, permitiendo su integración en proyectos de agricultura avanzada y ganadería, sin comprometer el rendimiento energético de la instalación.
Con este nuevo desarrollo, Solar Steel refuerza su posición de liderazgo en la industria solar fotovoltaica, ampliando su cartera de soluciones y ofreciendo tecnologías que se adaptan con precisión a las necesidades específicas de cada cliente y mercado.
Sobre Gonvarri Solar Steel
Gonvarri Solar Steel es una división de Gonvarri Industries dedicada al diseño y fabricación de seguidores solares y estructuras fijas para el sector de la energía fotovoltaica contando con más de 29 GW suministrados en +45 países por todo el mundo. Durante su trayectoria, Gonvarri Solar Steel ha centrado sus esfuerzos en ofrecer a sus clientes soluciones integrales según las necesidades de producto y servicio. Para más información, visite: www.gsolarsteel.com
A partir del 20 de enero de 2026, la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) puso en marcha un nuevo paquete regulatorio que apunta directamente a un desafío creciente en el sistema eléctrico peninsular español: las variaciones bruscas de tensión.
Este fenómeno, asociado al fuerte crecimiento de generación renovable con control por factor de potencia, motivó a la Comisión a consolidar en normativa permanente una serie de medidas que, hasta ahora, eran provisionales.
Las modificaciones aprobadas sobre los procedimientos de operación 3.1, 3.2 y 7.2 buscan dar estabilidad a la red eléctrica, reduciendo la necesidad de intervenciones en tiempo real y optimizando la respuesta técnica ante eventos críticos. De acuerdo con el documento oficial, las medidas se implementan tras comprobar su eficacia durante tres meses de aplicación temporal, entre octubre de 2025 y enero de 2026.
El origen del problema radica en una transformación acelerada del sistema: «cambios abruptos en la producción de plantas que siguen un factor de potencia», es decir, aquellas donde la variación de energía activa implica cambios simultáneos en la energía reactiva, afectando directamente a la tensión del sistema. Esta dinámica, según el Operador del Sistema, “no se había producido en el pasado con la magnitud actual”, y obedece al crecimiento de instalaciones renovables, la participación activa en mercados de tiempo real y el surgimiento de precios negativos.
Para mitigar el riesgo de inestabilidad, se implementan modificaciones clave. En el procedimiento 3.1, se ajustan los tiempos del Proceso de Programación para reducir redespachos y garantizar soluciones completas de restricciones técnicas antes del tiempo real. Se reduce de 30 a 15 minutos el plazo para la publicación del Programa Diario Base de Funcionamiento (PDBF), y se limita a 10 minutos el margen para que los participantes envíen sus nominaciones.
Además, el procedimiento 3.2, que regula las restricciones técnicas, ahora contempla explícitamente la programación por insuficiente reserva a subir, incorporando a los grupos térmicos en fases más tempranas del despacho. Con ello se busca disminuir la necesidad de energía de balance y evitar correcciones de último minuto que puedan alterar la estabilidad del sistema.
En lo que respecta al procedimiento 7.2 de regulación secundaria, se extiende la obligación de seguimiento del Programa de Tiempo Real (PTR) a todos los periodos de programación, incluso cuando las instalaciones no estén activamente prestando servicios de frecuencia. Este punto genera tensiones dentro del sector renovable: «los proveedores de tecnología no gestionable deberán asumir vertidos sin compensación directa», alertan algunos actores consultados durante el proceso de audiencia pública.
Durante la consulta, que incluyó 23 aportes de empresas y asociaciones del sector, surgieron diversas preocupaciones. Por un lado, existe acuerdo en la necesidad de garantizar la estabilidad de tensión, pero también se advierte que «no debe condicionarse la operativa del mercado ni recortar plazos de forma que incremente el riesgo de errores». En ese sentido, se valoró positivamente que el Operador del Sistema aceptara mantener los plazos de presentación de ofertas de restricciones.
Uno de los puntos más sensibles es la propuesta de seguir el PTR en todo momento para los proveedores de regulación secundaria. El impacto potencial sobre los costes del servicio aFRR y el riesgo de salida de proveedores preocupan al sector.
No obstante, la CNMC sostiene que “estos cambios son necesarios para anticipar eventos que puedan comprometer la red”, y que su impacto será evaluado antes de consolidarlos definitivamente.
Las modificaciones se suman a otras iniciativas impulsadas por el regulador, como la implementación progresiva del nuevo servicio de control de tensión bajo el PO 7.4, cuya fase de habilitación está en marcha. A la fecha de la resolución, solo 35 de 334 instalaciones habían superado las pruebas para ofrecer este servicio, aunque el ritmo de habilitación se ha acelerado en semanas recientes.
La CNMC subraya que el paquete aprobado no es definitivo: «será revisado en un plazo máximo de un año», y su evolución dependerá de los resultados del plan de actuación que el Operador del Sistema deberá elaborar con participación del sector. Este plan deberá abordar desde la transparencia sobre la variabilidad de tensiones hasta la posible revisión del carácter voluntario del seguimiento de consignas.
El documento deja claro que el futuro de la operación del sistema eléctrico dependerá en gran medida de la capacidad de adaptación de las tecnologías renovables. En particular, se requerirá que una parte significativa de estas instalaciones transite de un modelo de operación basado en factor de potencia a otro más dinámico, con rampas de programación y control activo de tensión.
Para los actores del sector renovable, estas modificaciones implican repensar sus estrategias de integración y operación, especialmente en lo que respecta a servicios de ajuste y participación en mercados de balance. Si bien representan un desafío operativo, también abren nuevas oportunidades para quienes logren adaptarse primero.
En palabras de la CNMC, “la situación del sistema eléctrico ha cambiado de forma drástica en pocos años”, y por ello, “es fundamental seguir trabajando con los agentes para garantizar una operación segura y económicamente eficiente”.
El sector renovable español entra así en una nueva etapa, donde la integración masiva de generación limpia exigirá no solo volumen, sino también flexibilidad, control y capacidad de respuesta técnica inmedi
Argentina se encuentra ante una oportunidad histórica para revertir un siglo de desinversión en ferrocarril. Tras la reciente presentación oficial ante el Gobierno Nacional, la Asociación Intermodal de América del Sur (AIMAS) impulsa el Modelo Ferroviario Integrado 5F. La propuesta, que sumó visibilidad en un reciente encuentro virtual impulsado por el Prorrectorado de la Universidad Nacional de Córdoba (UNC), plantea un esquema de concesión a 99 años que promete eliminar el déficit fiscal y transformar el transporte en un motor de competitividad intermodal.
1. Concesión a 99 años: Estabilidad para la inversión real
El Modelo 5F propone dividir la red en cuatro mallas geográficas rentables. Al extender el plazo a 99 años, se otorga la previsibilidad necesaria para que el capital privado reconstruya la infraestructura sin requerir fondos del Estado. Este esquema se complementaría con un “RIGI Intermodal” que brinde incentivos fiscales de largo plazo a todo el ecosistema (vagones, contenedores y centros de transferencia).
2. El Camión como aliado y cliente
A diferencia de modelos anteriores, el 5F no busca desplazar al camión. Por el contrario, el objetivo es que el camión sea el mayor cliente del tren. El ferrocarril se encarga del flujo troncal masivo, mientras que el transporte automotor aporta la capilaridad necesaria para llegar a clientes de todo tamaño en cada rincón del país.
3. Innovación en el AMBA: Trenes metropolitanos sin déficit
Uno de los puntos más disruptivos de la propuesta es la Micrologística Metropolitana. El modelo 5F contempla integrar la logística de última milla en las 303 estaciones del AMBA (y replicarlo en otras metrópolis):
Coches de Carga Liviana: Cada tren de pasajeros contará con un coche dedicado al movimiento de pallets livianos para consumo masivo, comercios minoristas y e-commerce.
Logística 100% Eléctrica: Al descargar en las estaciones, la “última milla” podrá ser cubierta por vehículos eléctricos (camionetas, triciclos o bicicletas) que recorrerán menos de 3 km, utilizando la propia red eléctrica del ferrocarril para su carga bajo una red trazable.
4. Una visión soberana y regional
El fracaso de modelos como el Open Access en otros países sirve como advertencia. El Modelo 5F apuesta por una unidad de acción que evite la fragmentación logística. Esta integración es vital no solo para el mercado interno, sino para la conexión con los países vecinos, permitiendo que sectores como la minería y el Oil & Gas cuenten con una salida competitiva hacia ambos océanos.
Visión Runrún:
La propuesta de AIMAS, ya en manos del Ejecutivo, marca el fin de la parsimonia logística. Al unir la gran carga de exportación con la micrologística urbana de última milla, el Modelo 5F propone una Argentina conectada, eficiente y sustentable. Es hora de que el ferrocarril vuelva a ser el eje de una economía que no se detiene.
Lo que comenzó en las cuencas de Permian y Eagle Ford en Texas, ha encontrado su espejo más fiel —y productivo— en el sur del continente. Según un análisis de los principales actores globales del sector, Argentina se ha consolidado como el único destino fuera de Norteamérica donde la “revolución del shale” ha logrado escala industrial y rentabilidad probada. Los pioneros del fracking ya no miran a Vaca Muerta como un experimento, sino como el nuevo eje de la seguridad energética global.
1. El modelo estadounidense, con ADN argentino
La transferencia de tecnología y know-how desde los Estados Unidos ha sido total, pero con un giro local. Las operadoras en Vaca Muerta han logrado adaptar las técnicas de perforación horizontal y fractura hidráulica masiva, alcanzando métricas de eficiencia que ya compiten directamente con los mejores pozos de Texas.
La curva de aprendizaje: Lo que en EE. UU. tomó décadas perfeccionar, en Argentina se ha acelerado gracias a la colaboración entre las “Majors” y una cadena de proveedores locales cada vez más tecnificada.
2. ¿Por qué Argentina y no el resto del mundo?
El reporte destaca que, mientras otros países con grandes reservas (como China o naciones europeas) han fallado por falta de infraestructura, geología compleja o regulaciones prohibitivas, Argentina ha logrado alinear tres factores clave:
Geología excepcional: Una roca con un espesor y una calidad que permite una productividad por pozo superior a la media global.
Ecosistema de servicios: Una red de empresas contratistas que ya hablan el “idioma del shale”.
Continuidad política en el recurso: El consenso de que Vaca Muerta es la principal fuente de divisas del país.
3. El RIGI como el imán para los “Pioneros”
La llegada de este capital inteligente y tecnológico se ve potenciada en este 2026 por el RIGI. Para los inversores que vivieron el auge del fracking en EE. UU., la estabilidad fiscal por 30 años es el componente que faltaba para comprometer inversiones de miles de millones de dólares en plantas de GNL (Gas Natural Licuado), permitiendo que el gas argentino llegue a los mercados de Europa y Asia.
4. La escala exportadora: El próximo paso
El análisis internacional es claro: Argentina ya superó la etapa de la autosuficiencia. El desafío ahora es la infraestructura de evacuación. Con los proyectos de oleoductos y terminales marítimas en marcha, el país se prepara para dejar de ser un jugador regional y convertirse en un exportador neto de energía, disputando cuotas de mercado a nivel mundial.
Visión Runrún:
Que los “padres” del fracking validen el modelo argentino en medios como el Financial Times es una señal de precio para el mercado. Para el suscriptor de Runrún, esto significa que el flujo de capital y tecnología no se detendrá. Estamos ante un cambio de era: Argentina ha dejado de importar recetas para empezar a exportar energía producida con los más altos estándares globales.
En el marco del Future Minerals Forum en Arabia Saudita, la voz de la minería argentina resonó con un mensaje de confianza y madurez operativa. Alejandra Cardona, Directora Ejecutiva de la Cámara Argentina de Empresas Mineras (CAEM), afirmó que el país atraviesa un momento bisagra, consolidándose como un actor estratégico en la transición energética global. Con el litio en plena expansión y el cobre como el gran horizonte, Argentina se presenta ante el mundo no solo con geología, sino con estabilidad y compromiso ambiental.
1. El Litio: La realidad de los siete proyectos
Cardona destacó que Argentina ya dejó de ser una promesa en el mercado del oro blanco. Con siete proyectos en producción y una cartera de 20 más en desarrollo, el país ratifica su posición como el quinto productor mundial. La meta es clara: transformar ese potencial en una industria que traccione divisas y empleo de manera inmediata.
2. El Cobre: Los seis gigantes que esperan el “click”
Para los suscriptores de Runrún, el dato clave es la mención a los seis proyectos de cobre de clase mundial que están listos para comenzar. Cardona subrayó que el inicio de estas obras marcará el verdadero hito para convertirnos, definitivamente, en un “país minero” de la talla de nuestros vecinos andinos.
3. Sustentabilidad y Licencia Social: El sello TSM
Un punto fuerte de la disertación fue el compromiso con el protocolo Hacia una Minería Sostenible (TSM). Cardona fue enfática: la minería hoy está bajo la mirada pública y la única forma de desarrollarla es con transparencia y estándares sociales rigurosos.
Integración regional: Argentina lideró la traducción y adaptación de estos estándares, compartiendo la experiencia con otros países de la región.
Triple impacto: “Es imposible desarrollar la industria sin la participación activa de las comunidades, las empresas y el gobierno”, concluyó la ejecutiva.
4. Construyendo puentes bajo el RIGI
Aunque Cardona habla desde la cámara (CAEM), su mensaje sobre el “buen clima para inversiones” y “objetivos claros y estables” se alinea directamente con los beneficios que el RIGI ofrece en este 2026. Para la ejecutiva, es el momento ideal para construir puentes con otros países y atraer el capital necesario para reforzar la exploración, la base de la minería de las próximas décadas.
Visión Runrún:
Las palabras de Alejandra Cardona en un foro de la relevancia de Arabia Saudita confirman que Argentina ha recuperado su lugar en la agenda minera internacional. El desafío, como ella bien señala, es demostrar que “realmente podemos hacer minería” con las mejores prácticas. Para nuestra red de proveedores y profesionales, esto significa que el mercado no solo demanda servicios, sino excelencia operativa y compromiso social.
Bladex, banco multinacional fundado en 1979 por los bancos centrales de América Latina y el Caribe, anunció su participación como principal aportante en un financiamiento por USD425 millones otorgado a AES Dominicana, destinado al refinanciamiento y fortalecimiento de un portafolio de seis proyectos renovables en República Dominicana: cinco solares y uno eólica.
Las seis plantas ya se encuentran 100% operativas y generando energía limpia, fortaleciendo la resiliencia y capacidad del sistema eléctrico dominicano para atender la creciente demanda energética del país.
El financiamiento contó con la participación de seis bancos líderes de Panamá y de la República Dominicana, siendo Bladex la institución con la mayor contribución individual, lo que consolidó su rol en el desarrollo de infraestructura sostenible en la región.
Y cabe recordar que la multinacional francesa TotalEnergies compró el 50% de la cartera solar, eólica y de sistemas BESS de AES Dominicana Renewables Energy.
A través de esta negociación la compañía francesa no solo expande su alianza estratégica con AES en la región del Caribe; también expande su negocio de renovables en República Dominicana, donde la cartera de energías renovables de AES incluye más de 1 GW de proyectos eólicos, solares y BESS contratados, de los cuales 410 MW ya están operativos o en construcción, suministrando electricidad mediante contratos de compra de energía (PPA) a largo plazo.
El portafolio también incluye más de 500 MW de capacidad solar y eólica en desarrollo, junto con proyectos BESS, que se integrarán en plantas solares para mitigar la intermitencia y mejorar la estabilidad de la red.
Adicionalmente, una parte de los fondos será destinada a complementar cuatro de estas plantas con sistemas de almacenamiento en baterías, lo que permitirá una mayor estabilidad, eficiencia y confiabilidad en la red eléctrica. Este financiamiento constituye el mayor préstamo para energías renovables otorgado en el Caribe.
«La operación marca un hito para la región y reafirma el compromiso de Bladex con la sostenibilidad, la transición energética y el fortalecimiento de infraestructuras críticas. Proyectos como este impulsan la creación de valor económico, ambiental y social de largo plazo para nuestros países», señaló Samuel Canineu, vicepresidente Ejecutivo de Negocios de Bladex.
Por su parte, EdwinDe los Santos, CEO de ADRE y presidente de AES en la RepúblicaDominicana, destacó que «este acuerdo consolida el liderazgo de AES Dominicana en energías renovables».
«En AES estamos comprometidos con el desarrollo de una transición energética siempre velando por la construcción de sistemas eléctricos confiables, seguros y flexibles. La confianza de Bladex y de la banca regional es una muestra clara de la solidez de nuestro portafolio y del impacto positivo que estas plantas ya están generando para el país», agregó.
Bladex ya había participado en el financiamiento de la construcción original de estas plantas renovables, acompañando a AES Dominicana desde las etapas iniciales del desarrollo de este portafolio estratégico. En 2023, el banco actuó como estructurador y financiador en dos transacciones por un monto total de US$160 millones, destinadas a refinanciar y fortalecer proyectos solares y eólicos del grupo.
Estas incluyeron un equity loan por USD 40 millones a AES España, así como un financiamiento adicional de USD 120 millones, dividido en partes iguales entre Bladex y Banco Popular. Estas operaciones sentaron las bases para el crecimiento y la consolidación de la plataforma de generación limpia de AES Dominicana.
El mapa industrial de Jujuy se transforma. En una reunión clave con los ministerios de Ambiente y Minería de la provincia, el gigante asiático Tsingshan —líder mundial en acero inoxidable y química— confirmó que en febrero de 2026 inaugurará formalmente su planta en el Parque Industrial de Perico. Con una inversión inicial de USD 120 millones, este hito marca el paso de la minería extractiva a la creación de un polo de insumos estratégicos para la cadena del litio en Argentina.
1. Insumos clave “Made in Jujuy”
La planta de Tsingshan en Perico no es un proyecto menor. Está diseñada para producir insumos químicos fundamentales que hoy la industria del litio demanda a gran escala. Esto permite:
Sustitución de importaciones: Al producir localmente, se reducen costos logísticos y la dependencia de mercados externos.
Eficiencia en la Puna: Las mineras tendrán a pocos kilómetros los insumos críticos para el procesamiento del carbonato de litio.
2. El horizonte se expande: Más allá de los USD 120 millones
Lo más destacado del encuentro fue el anuncio de que la empresa ya evalúa nuevas líneas de inversión. El grupo (a través de Decent y Shenya Chemical) manifestó su interés en:
Ampliar la capacidad instalada para diversificar la matriz industrial de la provincia.
Explorar nuevas aplicaciones tecnológicas para los sectores de minería y energía.
Fortalecer la articulación con universidades y la transferencia de conocimiento técnico.
3. Sustentabilidad y Control: Una nueva etapa de gestión
Por primera vez, los ministerios de Ambiente y Cambio Climático y de Minería mantuvieron una reunión conjunta con la empresa. Este enfoque “dual” refleja la política de 2026:
Producción Responsable: El Gobierno de Jujuy busca que las inversiones de esta magnitud cumplan con los más altos estándares ambientales, garantizando que el crecimiento económico no comprometa los recursos naturales de la provincia.
Seguimiento Ordenado: Se acordó una agenda de trabajo para acompañar los nuevos proyectos de Tsingshan de manera sostenible y previsible.
4. Impacto en la cadena de valor y empleo
Para los suscriptores de Runrún, la llegada de Tsingshan a la fase operativa es una noticia dinamizadora. La empresa planea potenciar el desarrollo de proveedores locales, lo que abre una ventana de oportunidad para pymes de logística, mantenimiento y servicios técnicos que operen bajo estándares de alta eficiencia.
Visión Runrún:
La inauguración de la planta de Tsingshan en febrero será la prueba de que el “Triángulo del Litio” está madurando hacia un complejo industrial. Ya no se trata solo de lo que sale del salar, sino de la tecnología y la química que se queda en el territorio. Esta inversión es el tipo de “caso de éxito” que atrae a otros jugadores globales y consolida al Norte Argentino como un centro de servicios industriales para toda la región.
La Dirección de Hidrocarburos ha decidido recalibrar el cronograma de la ambiciosa licitación de 17 áreas petroleras en la provincia de Mendoza. Esta prórroga en los plazos de presentación de ofertas no es un mero retraso administrativo; representa un espacio estratégico solicitado por el mercado para profundizar el análisis técnico de los bloques de exploración y explotación que saldrán a escena en este 2026.
El mercado demanda tiempo para el “Due Diligence”
La magnitud de esta licitación, que incluye áreas de alto potencial tanto en la Cuenca Neuquina como en la Norte, ha despertado el interés de operadoras independientes que buscan heredar el protagonismo que las grandes compañías están cediendo en el sector convencional.
La extensión del calendario permitirá a los interesados:
Análisis de Datos Sísmicos: Revisión exhaustiva de la información técnica disponible para ajustar las propuestas de inversión.
Armado de Consorcios: Facilitar las alianzas entre empresas de servicios y operadoras locales para pujar por los bloques más productivos.
Visitas a Terreno: Cumplir con los protocolos de inspección física necesarios antes de comprometer capitales de riesgo.
El modelo de “Licitación Continua”
Este proceso se enmarca en el nuevo paradigma de licitación abierta y continua que busca Mendoza para agilizar la rotación de activos. El objetivo es claro: que no existan áreas ociosas. Mientras el shale acapara los titulares, la provincia apuesta a que estas 17 áreas se conviertan en el motor de la recuperación secundaria y terciaria, garantizando regalías y empleo local.
Impacto en la cadena de valor
Para los proveedores de servicios que integran el ecosistema de Runrún, esta prórroga es una señal de que la competencia será real y robusta. Una licitación con plazos extendidos suele derivar en ofertas más sólidas y planes de trabajo más agresivos a largo plazo.
Las áreas en juego incluyen tanto bloques de explotación (con producción inmediata) como de exploración, donde la inversión inicial en servicios de perforación y completamiento será el primer dinamizador de la economía regional una vez adjudicados los contratos.
Visión Runrún:
La decisión oficial de mover el reloj es una respuesta pragmática a un mercado que está en plena reconfiguración. Tras el traspaso de activos maduros de YPF, las nuevas operadoras necesitan este tiempo extra para asegurar que sus ofertas sean técnicamente viables y financieramente sostenibles bajo el nuevo esquema de costos del 2026.
S-5!, el inventor de soluciones de fijación diseñadas y fabricadas para techos metálicos, presenta su nueva abrazadera S-5-TH™, desarrollada para fijar una amplia variedad de accesorios sobre perfiles de techo metálico en forma de T.
La S-5-TH, donde la “H” hace referencia a Hinge (bisagra), es una abrazadera sin perforación, diseñada específicamente para aplicaciones solares FV y fijaciones de carga ligera —como tubería y conduit— en techos metálicos comerciales con perfil en T, incluidos McElroy Metal Trap Tee y Morin® SymmeTry®.
Diseñada para garantizar una sujeción confiable que preserve la integridad del techo, su diseño de una sola pieza se coloca sobre la nervadura del techo y permite el movimiento térmico natural de los paneles del techo. Su diseño sin perforación elimina el riesgo de filtraciones y mantiene intactas las garantías del fabricante del techo.
Al igual que todas las abrazaderas y brackets de S-5!, la S-5-TH ha sido sometida a rigurosas pruebas para cumplir con los estándares más exigentes de la industria, asegurando una fijación segura con un producto garantizado durante la vida útil del techo.
Características clave de la S-5-TH:
Diseñada exclusivamente para perfiles de techos metálicos en forma de T, ofreciendo una resistencia de sujeción excepcional
Fijación sin perforación, que preserva la integridad del techo y permite el movimiento térmico de la cubierta metálica
DiseñoLiving Hinge™, que reduce componentes y elimina insertos, permitiendo una instalación más rápida y sencilla con menores costos de mano de obra
Compatible con la solución solar sin rieles PVKIT® de S-5!, y también con sistemas con rieles para máxima flexibilidad
Permite fijar una amplia gama de accesorios en techos, incluidos sistemas solares, conduit y tubería
Fabricada en aluminio serie 6000, que ofrece alta durabilidad y excelente resistencia a la corrosión
Calidad confiable y de larga duración, respaldada por garantía
Respaldada por S-5!, sinónimo de diseño confiable, servicio y calidad de marca
“Estamos entusiasmados de presentar esta nueva abrazadera diseñada específicamente para techos metálicos en forma de T”, señaló Rob Haddock, Fundador y CEO de S-5! “En S-5! nos enfocamos en crear soluciones que resuelvan problemas reales y faciliten el trabajo de nuestros clientes. Esta abrazadera es una solución simple y eficaz para una necesidad común que hemos identificado en campo”.
Acerca de S-5!
Fundada por un experto en techos metálicos, S-5! ha sido la autoridad líder en soluciones de fijación para techos metálicos desde 1992. Las abrazaderas sin perforación y los brackets con garantía de por vida de S-5! permiten fijar prácticamente cualquier cosaa la mayoría de los tipos de techos metálicos, preservando la integridad del techo y sus garantías. Las soluciones de S-5! están diseñadas para una amplia variedad de aplicaciones en cubierta y actualmente están instaladas en más de 3 millones de techos metálicos en todo el mundo, ofreciendo resistencia y durabilidad sin precedentes.
El mercado petrolero argentino entra en febrero con una dinámica de “tablero abierto”. Mientras las grandes operadoras concentran su potencia de fuego en la ventana del shale de Vaca Muerta, se acelera una seguidilla de licitaciones y traspasos de áreas convencionales en las cuencas Neuquina y del Golfo San Jorge.
Este proceso, lejos de ser una retirada, representa el inicio de una segunda vida para los campos maduros bajo el mando de operadoras independientes y pymes especializadas en recuperación secundaria y terciaria.
1. El Plan de Optimización de Portafolio
El mercado está respondiendo a la necesidad de las Majors (encabezadas por YPF y su plan de racionalización) de enfocar el CAPEX en proyectos de alta rentabilidad por barril. Esto libera áreas que, aunque ya no mueven la aguja de una petrolera global, son extremadamente rentables para empresas de menor estructura que aplican tecnologías de nicho.
2. Cuencas Maduras: El terreno de la eficiencia
Las licitaciones que se disparan este mes tienen un objetivo claro: atraer inversiones de empresas que puedan gestionar costos operativos (OPEX) más ajustados.
Recuperación Terciaria: La clave de estas áreas estará en la inyección de polímeros y técnicas de vanguardia para extraer el “petróleo remanente”.
Impacto en Servicios: Para la cadena de valor, este cambio de manos significa nuevos contratos. Las operadoras independientes suelen ser más ágiles y requieren proveedores locales con respuestas rápidas y soluciones a medida.
3. El rol de las Provincias y el RIGI
Los gobiernos de Neuquén, Río Negro y Chubut están jugando un rol activo en estas licitaciones. El desafío político es garantizar que el traspaso no afecte la producción ni las regalías. Aquí, los beneficios fiscales para la inversión tecnológica (como los contemplados en el espíritu del RIGI) podrían actuar como el incentivo final para que estas nuevas operadoras decidan invertir en infraestructura de recuperación que el anterior dueño ya no consideraba prioritaria.
4. Vaca Muerta vs. El Convencional: ¿Competencia o Complemento?
Desde la perspectiva de Runrún, no hay competencia. El petróleo convencional sigue siendo vital para la mezcla de refino nacional y para sostener el empleo en cuencas históricas. La salida a licitación de estos bloques permite que Vaca Muerta sea el motor de exportación masiva, mientras que el convencional se estabiliza como una unidad de negocio de alta eficiencia para los nuevos jugadores del mercado.
Visión Runrún:
Para el ecosistema de proveedores que nos sigue, febrero será el mes de conocer nuevos clientes. Las empresas que logren quedarse con estas áreas licitadas llegarán con hambre de inversión y necesidad de partners tecnológicos locales que les permitan maximizar cada barril producido.
El ritmo frenético de Vaca Muerta ha desnudado una paradoja financiera: mientras la producción de barriles bate récords, las empresas de servicios (pymes y contratistas) enfrentan una crisis de crecimiento por la falta de capital de trabajo. La magnitud de los proyectos actuales exige una espalda financiera que el sistema bancario tradicional aún no logra cubrir, exponiendo la fragilidad de un eslabón crítico para sostener la actividad en el shale.
1. El costo de “crecer” en el upstream
Para una pyme petrolera, un nuevo contrato en Vaca Muerta no es solo una oportunidad, es un desafío financiero extremo. La necesidad de adquirir equipamiento de última generación, financiar el combustible y cubrir nóminas salariales con salarios petroleros —mucho antes de cobrar la primera factura— genera una brecha de liquidez peligrosa.
El factor plazos: Las operadoras mantienen ciclos de pago que, sumados a la inflación de costos, erosionan el margen de las empresas de servicios que no cuentan con líneas de crédito ágiles.
2. La necesidad de nuevos instrumentos de crédito
El análisis de la situación en el terreno confirma que el financiamiento comercial ya no alcanza. El sector servicios requiere:
Mercado de Capitales: Mayor uso de Obligaciones Negociables (ON) pyme y descuento de facturas digitales para inyectar liquidez inmediata.
Fondos de Garantía: Un rol más activo de los fondos provinciales para avalar créditos destinados a la compra de bienes de capital (CAPEX).
Sociedades de Garantía Recíproca (SGR): Potenciar estas herramientas para que las pymes puedan acceder a tasas competitivas sin quedar atrapadas en la burocracia bancaria.
3. El RIGI y las Pymes: El “derrame” esperado
Uno de los puntos de tensión en este 2026 es cómo los beneficios del RIGI, diseñados para las grandes operadoras, “derraman” hacia los proveedores. Desde Runrún, sostenemos que el financiamiento de la cadena de valor debe ser parte de la estrategia soberana. Si las grandes operadoras gozan de estabilidad y beneficios fiscales, parte de esa solidez debe traducirse en mejores condiciones de contratación y apoyo financiero para sus contratistas locales, evitando que el eslabón más débil de la cadena se rompa por falta de capital de trabajo.
4. Hacia una “Banca Energética” especializada
La complejidad técnica de Vaca Muerta requiere una evaluación de riesgo que un oficial de crédito tradicional a menudo no comprende. El sector demanda una arquitectura financiera que entienda los ciclos del petróleo y la minería, permitiendo que la “ejecución real” de la que hablamos no se detenga por falta de flujo de caja.
Visión Runrún:
Vaca Muerta ya no tiene un problema de geología ni de talento; tiene un problema de velocidad financiera. Para que la Argentina exportadora de energía sea una realidad permanente, las empresas de servicios deben dejar de autofinanciar el crecimiento con capital propio. Es hora de que el sistema financiero se ponga el mameluco y baje al pozo con soluciones a la medida del sector más dinámico del país.
La tracción de Vaca Muerta sobre la cadena productiva petrolera y las actividades conexas explican por qué en Neuquén creció el empleo privado en los últimos dos años, mientras se derrumbó en el resto del país. La provincia lideró el podio de las únicas tres jurisdicciones en donde creció el trabajo formal, según reveló un informe privado.
El distrito del norte de la Patagonia creció 2,2% entre noviembre de 2023 y octubre de 2025, lo que representó un aumento de 3.212 nuevos puestos de trabajo, según un trabajo publicado por la consultora Politikon Chaco. De esa manera, junto a Río Negro y Mendoza, -donde el empleo aumentó 0,7% y 0,2%, respectivamente-, logró eludir el escenario general recesivo, donde el sector promedió una caía de 2,8% desde la asunción de Javier Milei.
El trabajo realizado con datos de la Secretaría de Trabajo, Empleo y Seguridad Social muestra un país con números en rojo, con caídas que representan desde el -0,1% en San Juan hasta el -12,0% en La Rioja y -15,7% en Santa Cruz.
El derrame de Vaca Muerta
El boom de Vaca Muerta es el ejemplo más concreto de que el sector energético en su conjunto tiene un crecimiento muy importante durante el último tiempo en la generación de empleo privado registrado, y muestra que la energía “viene a contramano de un ciclo económico”, analizaron en diálogo con Letra P los responsables del informe.
La performance de la actividad, que queda desligada de los vaivenes financieros, derrama sobre actividades conexas, como los servicios, la logística y el transporte, principalmente. ¿Cuánto? “Imposible de saber” desde que el gobierno eliminó la base del empleo sectorial por provincia, precisan desde la consultora.
El rol del Estado neuquino
En el análisis de Politikon, si bien “Vaca Muerta se vende sola”, el gobierno de Neuquén se paró como un buen facilitador administrativo y logró acelerar el crecimiento del sector con la concreción de obras de infraestructura que a los privados le permiten aprovechar el boom.
Tras conocerse el informe, la administración de Rolando Figueroa valoró la consolidación de Emplea Neuquén, un programa orientado a la capacitación y la certificación de oficios que permite sostener un puente de vinculación directa entre trabajadores y empresas.
También destacaron los acuerdos alcanzados con operadoras y empresas de servicios de Vaca Muerta para brindar beneficios a quienes dan prioridad a la mano de obra neuquina, un esfuerzo que es “acompañado por los gremios”.
Entre las obras de infraestructura encaradas por el gobierno provincial destaca el trabajo realizado en rutas, gasoductos y servicios básicos, así como la expansión de redes de gas natural, agua y la ejecución de obras viales que generan puestos de trabajo directos e indirectos.
Neuquén en el mapa nacional
En los próximos años, la magnitud del crecimiento en el sector va a depender de cuánto se expandan las actividades de exploración y explotación en la zona. Los procesos de expansión tienen un impacto más fuerte al principio, pero tienen “un techo de crecimiento”, explicó Alejandro Pegoraro, titular de Politikon.
Salvo que surjan posibilidades de nuevas inversiones que amplíen esas actividades, lo más probable es que el empleo en Neuquén siga creciendo, pero a una velocidad más lenta.
De todas formas, en un escenario en el que la mayoría de las provincias no tiene un sector que pueda generar un derrame similar en otras cadenas productivas, Neuquén va a seguir liderando y destacando en el mapa nacional.
Caída generalizada en el país
A nivel nacional, desde noviembre de 2023 el sector privado formal de la economía perdió 176.908 puestos de trabajo, mayoritariamente empleos industriales que requieren especialización y formación de la mano de obra. Además, tras la apertura indiscriminada de las importaciones, un gran número de empresas dejó de fabricar en la Argentina, decidió importar y redujo su actividad al mínimo.
Muchos de los trabajadores que perdieron sus empleos hoy son monotributistas o trabajan de forma independiente o a través de aplicaciones, por lo que la caída laboral no se refleja en las estadísticas de desempleo.
La geografía hidrocarburífera de la provincia experimenta un desplazamiento hacia el sur del río Neuquén que devuelve a la comarca petrolera de Vaca Muerta un rol protagónico en la escena nacional. El municipio de Plaza Huincul inició un proceso de ordenamiento territorial ante el inminente inicio de la explotación en bloques estratégicos vinculados al megaproyecto exportador de gas natural licuado. El intendente Claudio Larraza confirmó que la ciudad ya trabaja en la previsión de infraestructura y logística para recibir el impacto productivo de las áreas Aguada Villanueva y Meseta Buena Esperanza.
La planificación local busca adelantarse a la demanda de servicios que generará el proyecto Argentina LNG, liderado por la petrolera de bandera. Esta expansión energética requiere que la gestión municipal articule de manera inmediata planes de capacitación y atracción de inversiones para evitar un crecimiento desordenado de la zona urbana. Para el jefe comunal, la ciudad recuperó una centralidad estratégica que obliga a una anticipación técnica en materia de vialidad y conectividad con los nuevos centros de producción.
Una de las piezas fundamentales de este esquema es el bloque Las Tacanas, que se ubica como el desarrollo no convencional más próximo a las localidades históricas del petróleo neuquino. La empresa YPF ya notificó a la Secretaría de Ambiente y Recursos Naturales sobre las intervenciones exploratorias y la construcción de locaciones en este sector. Estos trabajos incluyen la perforación de pozos y el tendido de ductos, procesos que actualmente atraviesan las etapas de evaluación ambiental y audiencia pública.
La infraestructura de transporte constituye el eje central que conectará la producción local con los mercados internacionales de exportación. El Boletín Oficial del pasado 6 de enero confirmó el llamado a titulares de inmuebles rurales para coordinar las servidumbres de paso del nuevo gasoducto. Esta traza proyectada tendrá una extensión de aproximadamente 570 kilómetros, uniendo la zona de Meseta Buena Esperanza con la localidad rionegrina de Sierra Grande, donde se instalará la terminal de licuefacción.
Desde el punto de vista operativo, la elección de estos bloques ubicados al norte de Cutral Co y Plaza Huincul responde a la alta productividad de la ventana de gas húmedo. La cercanía logística con las instalaciones de superficie ya existentes permite reducir los costos de inversión y optimizar los tiempos de puesta en marcha. La creación de este “hub” integrado favorece la competitividad de la cuenca y garantiza un flujo constante de gas para el esquema de exportación por barcos.
La documentación ambiental detalla que las obras de infraestructura en Las Tacanas marcarán el inicio de una etapa de intensa actividad en el ejido urbano. El municipio busca que este crecimiento se traduzca en una mejora directa para los vecinos, mediante el fomento de pequeñas y medianas empresas locales que puedan prestar servicios a la industria. Según declaraciones del mandatario comunal, la prioridad es ordenar el territorio para que la actividad hidrocarburífera no colapse la dinámica diaria de la ciudad.
El proceso administrativo para las servidumbres y relevamientos de suelos en Neuquén y Río Negro ratifica que el proyecto ya superó la etapa de simples proyecciones. La movilización de equipos y personal técnico hacia la zona de influencia de Plaza Huincul se espera para los próximos meses, una vez obtenidas las licencias ambientales finales. Este movimiento reconfigura el mapa de Vaca Muerta, extendiendo los límites de la zona de mayor actividad hacia sectores que históricamente fueron convencionales.
La coordinación entre el Estado municipal y las empresas del sector resulta vital para mitigar cualquier efecto negativo sobre el entorno natural y social. El plan de gestión ambiental sometido a evaluación pública contempla medidas de mitigación para el tránsito de carga pesada y el manejo de residuos industriales. La intendencia de Larraza insiste en que la transparencia en la información y la participación de los organismos de fiscalización son las únicas garantías para un crecimiento sostenible.
Hacia el futuro, la región se prepara para ser el punto de partida de la mayor obra de transporte de gas de la última década en el país. El impacto en el empleo y el consumo local genera una expectativa positiva en el comercio de la comarca, que aguarda el inicio de las obras civiles de mayor envergadura. Mientras se completan los trámites en la Secretaría de Ambiente, la ciudad ajusta sus planes de urbanismo para estar a la altura de su nuevo rol como cabecera logística de la energía.
El Parque Industrial Sostenible tendrá un rol clave para el desarrollo de Vaca Muerta, ya que San Patricio del Chañar se consolida como portal de ingreso a la actividad hidrocarburífera.
El proyecto será tratado por el Concejo Deliberante, que acompaña el proceso de crecimiento y planificación de la localidad.
Convenio urbanístico
La Municipalidad de San Patricio del Chañar firmó un convenio urbanístico con la empresaria Antonella Ferracioli para impulsar la creación del primer Parque Industrial Verde (Sostenible) de la provincia.
El proyecto estratégico abarca aproximadamente 400 hectáreas y fortalece el desarrollo productivo y la planificación territorial de la localidad neuquina.
El acuerdo establece un esquema público-privado mediante el cual el Municipio accederá al 10% de las parcelas útiles del predio, mientras que la inversión para el desarrollo del parque estará a cargo del sector privado.
Esta articulación permitirá al Estado local acompañar políticas de promoción industrial y generar condiciones para nuevas oportunidades de crecimiento económico.
Portal estratégico para Vaca Muerta
El Parque Industrial Sostenible tendrá un rol clave para el desarrollo de Vaca Muerta, ya que San Patricio del Chañar se consolida como portal de ingreso a la actividad hidrocarburífera. La iniciativa permitirá que las empresas que operan en el yacimiento cuenten con un parque industrial planificado, con servicios adecuados y localización estratégica, además de albergar otras actividades productivas.
“Este convenio es una muestra concreta del rumbo que venimos marcando, con planificación, desarrollo y trabajo conjunto con el sector privado”, expresó el intendente Gonzalo Nuñez.
Agenda de desarrollo
El jefe comunal destacó que el acuerdo se suma a otros convenios urbanísticos ya firmados, que forman parte de una agenda de desarrollo sostenida. “Cada uno de estos convenios responde a una visión clara de crecimiento ordenado y con reglas”, afirmó.
El proyecto será tratado por el Concejo Deliberante, que acompaña el proceso de crecimiento y planificación de la localidad.
La balanza comercial energética registró en el año 2025 un superávit récord de U$S 7.815 millones, destacó el ministerio de Economía-
Tal registro resultó de exportaciones por U$S 11.086 millones (+12,8 % interanual) e importaciones por U$S 3.271 millones (-18 % interanual).
En diciembre último el superávit energético fue de U$S 893 millones, que resultó de exportaciones por U$S 1.067 millones (+0.6% interanual) e importaciones por U$S 174 millones (-0.4% interanual).
“Con reglas claras para el privado y gracias a la normalización del sector, la energía consolida el crecimiento de la economía”, destacó el Ministerio.
Quedan excluidos de los subsidios los usuarios que posean al menos un automóvil con una antigüedad igual o menor a tres años.
La Secretaría de Energía publicó en el Boletín Oficial los criterios de exclusión que determinan qué usuarios no pueden recibir subsidios en las tarifas de gas y electricidad en todo el país. El nuevo Régimen de Subsidios Energéticos Focalizados (ReSEF), que comenzó a regir desde enero, reemplazó a la segmentación tarifaria que dividía a los usuarios en tres niveles.
A partir de este año habrá solo dos grupos: los hogares con subsidiosy los hogares sin subsidios. El universo que recibirá subvenciones estatales está conformado por los usuarios que estaban en el Nivel 2 (ingresos bajos) y Nivel 3 (ingresos medios).
Subsidios: quiénes quedarán excluidos
La Disposición 2 de la Subsecretaría de Planeamiento y Transición Energética hará una evaluación patrimonial para contemplar que no reciban subsidiosen el gas y la electricidad los siguientes grupos:
• Hogares cuyos integrantes posean al menos un automóvil con una antigüedad igual o menor a tres años (antes eran cinco años). Este criterio no se aplica en el caso de contar con un integrante del hogar titular de un Certificado Único de Discapacidad (CUD).
• Hogares cuyos integrantes posean, en conjunto, tres o más inmuebles (antes eran dos 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.
En 2024 se había eliminado la restricción para recibir subsidios energéticos a los usuarios que comprarondivisas extranjeras. Tampoco continúa la restricción a quienes viajaron al exterior o tienen medicina prepaga.
El esquema con el que el gobierno planea reducir subsidios este año de 0,65% a 0,50% del PBI también alcanza a los usuarios de gas propano por redes y beneficiarios del Programa Hogar para garrafas de 10 kilos. Los usuarios ya inscriptos en el viejo Registro de Acceso a los Subsidios a la Energía (RASE) no tienen que presentar una nueva declaración jurada.
El gobierno también publicó la Disposición 1 donde está el nuevo formulario de declaración jurada para que completen los usuarios que todavía no lo hicieron en anterior esquema RASE.
ReSEF: Criterios y control de subsidios
El criterio central del nuevo esquema ReSEF -que ya había publicado la Secretaría de Energía a través del Decreto 943 del 31 de diciembre de 2025- establece que los hogares subsidiados no podrán tener ingresos mensuales netos superiores a tres Canastas Básicas Totales (CBT) para un Hogar 2 (dos adultos y dos menores) según el INDEC, que en enero es de 3,9 millones de pesos.
El control sobre los usuarios se realizará mediante el cruce de distintas bases de datos de variados organismos estatales como el Sistema de Identificación Nacional Tributario y Social (SINTyS), la ANSES, la Agencia de Recaudación y Control Aduanero (ARCA), el ENRE y ENARGAS.
Este lunes el gobierno publicó el Decreto 23 donde aprueba un préstamo de US$ 400 millones a la Corporación Andina de Fomento (CAF) para Programa de Enfoque Sectorial Amplio (SWAP) de Apoyo a la Sostenibilidad del Sector Energético. Se trata de un monto para “el fortalecimiento del marco regulatorio”, aplicar “mejoras en la focalización de los subsidios” (bases de datos del ReSEF) y “promocionar el uso eficiente de la energía”.
El gobierno también utilizará la georreferenciación para determinar zonas donde se entiende que hay usuarios con ingresos para afrontar las facturas sin subsidios, como countries o barrios de alto poder adquisitivo como Puerto Madero, como realizó en 2025.
El ajuste fiscal en materia de subsidios que diseñó el gobierno de Javier Milei ya tuvo el trazo grueso. En 2023 habían explicado el 1,5% del PBI, mientras que en el primer año de Milei en 2024 cayeron a 1%. En 2025 el ajuste continuó a una velocidad menor, ya que los subsidios implicaron un 0,65% del PBI. La Secretaría de Energía tiene como meta que en 2026 se achiquen a 0,50% del PBI.
Formulario del nuevo Régimen de Subsidios Energéticos Focalizados (ReSEF).
Quiénes sí recibirán subsidios
Según el Decreto 943, pasarán a recibir automáticamente subsidios en las facturas los hogares que cuenten con un Certificado de Vivienda Familiar del Registro Nacional de Barrios Populares de Argentina (ReNaBaP); con una Pensión Vitalicia de Veteranos de Guerra; o un Certificado Único de Discapacidad (CUD).
Los usuarios que ya están inscriptos en el RASE no deberán completar un formulario nuevo. Sí podrán actualizar la información de su declaración jurada y consultar su situación a través de la opción Trámites de Mi Argentina.
La ampliación de infraestructura permitió este año incrementar las exportaciones de crudo por la terminal de Puerto Rosales.
La balanza comercial energética alcanzó en 2025 un superávit de US$ 7.815 millones, la cifra más alta registrada en la serie histórica del rubro, tal como se desprende de los resultados del reporte de Intercambio Comercial Argentino (ICA) que dio a conocer este martes el Instituto Nacional de Estadística y Censos (Indec).
Durante el acumulado de los doce meses, las exportaciones de Combustibles y Energía (CyE) ascendieron aUS$ 11.086 millones, lo que representó un incremento del 14,1% respecto al año anterior, aún en un contexto de precios internacionales del crudo a la baja, lo que fue compensado largamente por mayores volúmenes provenientes en exclusivo del no convencional de Vaca Muerta.
De acuerdo al Indec, este desempeño sectorial de las exportaciones se explicó por un aumento del 28,5% en las cantidades despachadas, que logró compensar una caída del 11,2% en los precios internacionales. Por el lado de las importaciones del sector, se registró una caída del 18% interanual, con un desembolso total de US$ 3.271 millones.
De esta manera, el sector energético representó casi 7 de cada 10 dólares de superávit en el cierre de 2025, ya que el saldo entre las exportaciones y las importaciones totales de la Argentina que culminó, con las cifras de diciembre, en US$11.286 millones.
El peso de la energía en el total de las exportaciones
En términos globales, la Argentina cerró el año 2025 con exportaciones totales sumaron US$ 87.077 millones, lideradas por las Manufacturas de Origen Agropecuario (MOA) con un 35,0% de participación, seguidas por las Manufacturas de Origen Industrial (MOI) con el 26,8% y los Productos Primarios (PP) con el 25,4%.
En este sentido, si se considera solamente los ingresos por exportaciones, el rubro de energía ya representa el 12,7% de los despachos totales del país, de acuerdo al reporte del Indec.
Particularmente en diciembre, la balanza comercial presentó un superávit de US$ 1.892 millones, con un incremento de US$ 211 millones frente al mismo mes de 2024. No obstante, el índice de términos del intercambio marcó una disminución del 0,9%, lo que refleja un ligero deterioro en los precios relativos de los productos argentinos en el mercado mundial.
Este resultado histórico se enmarca en un proceso de transformación del sector hidrocarburífero. La tendencia de declino productivo iniciada a fines de los años 90, que profundizó la restricción externa del país, se revirtió mediante el desarrollo de los recursos no convencionales en la última década, por la irrupción de Vaca Muerta.
En ese esquema, la mayor capacidad de transporte desde la Cuenca Neuquina fue clave para sustituir importaciones de GNL y combustibles líquidos, reduciendo la dependencia externa.
Exportaciones energéticas: proyección 2026
A diferencia del pasado reciente, la recuperación de la producción de crudo y gas natural permitió primero reducir el déficit y, desde 2024, consolidar un saldo positivo. En aquel año, el superávit fue de US$ 5.600 millones, cifra ampliamente superada por el registro actual, luego de un 2023 con saldo neutro y un 2022 con un déficit millonario de casi US$4.500 millones.
De cara al próximo año, los analistas prevén que la gravitación de la energía en el comercio exterior sea todavía más significativa. Se estima que en 2026 el superávit del sector podría acercarse a losUS$ 9.000 millones, tal como expresó en su último informe la consultora especializada Economía y Energía, del economista Nicolás Arceo.
Este crecimiento esperado se sustenta en una proyección de exportaciones energéticas superiores a los US$ 12.200 millones, impulsadas principalmente por los embarques de petróleo crudo. Y se espera que la tendencia siga en alza con la puesta en marcha hacia fines de 2026 de la mega plataforma exportadora del Vaca Muerta Oil Sur (VMOS).
La Secretaría de Energía del Ministerio de Economía determinó las condiciones que habrán de ser tomadas en cuenta para considerar el acceso o no a los “Subsidios Energéticos Focalizados” en las tarifas de gas y de electricidad por parte de los usuarios a partir de ahora, dejando de lado el esquema de tres categorías (N1, N2 y N3) que se aplicó en los últimos años.
Al respecto, la Subsecretaría de Transición y Planeamiento Energético emitió las Disposiciones 1 y 2, que fueron publicadas en el Boletín Oficial.
Por la Disposición 1 se aprobó el Formulario -que tiene carácter de Declaración Jurada- para que los beneficiarios de los SEF puedan completar sus datos personales a los efectos de su incorporación, a través del sitio web https://www.argentina.gob.ar/subsidios, en la base de datos del Registro de Subsidios Energéticos Focalizados (ReSEF) creado por el decreto 943/2025, que vino a reemplazar al registro RASE.
En este sentido, quienes ya figuran en el RASE NO deberán reinscribirse, y será en base a dichos datos que Energía evaluará si corresponde o no aplicar el subsidio, tomando en cuenta las nuevas condiciones establecidas por el ministerio de Economía, con la decisión de reducir fuertemente tales subsidios.
El nuevo esquema se limita a dos categorías: Con y Sin Subsidio.
A través de un Anexo de la Disposición 2, la Subsecretaría a cargo de Antonio Milanese determinó los “Indicadores de Exteriorización Patrimonial y de Manifestación de Capacidad Económica” que se considerarán para resolver el Acceso o NO al subsidio parcial de la factura (bloque de consumo base) por el suministro realizado, y según los meses del año calendario en los que ocurre. La medida entra en vigencia a partir del día de su publicación en el Boletín Oficial.
Quedan excluídos
Hogares cuyos integrantes posean al menos un (1) automóvil con una antigüedad igual o menor a tres (3) años. Este criterio no se aplica en el caso de contar con un integrante del hogar titular de un Certificado Único de Discapacidad (CUD) emitido por autoridad competente.
Hogares cuyos integrantes posean, en conjunto, tres (3) o más inmuebles.
Hogares en los que al menos un integrante posea una (1) embarcación de lujo.
Hogares en los que al menos un integrante posea una (1) aeronave.
Hogares en los que al menos un integrante posea Activos Societarios.
Asimismo, y en base a lo establecido en un Anexo del Decreto 943/2025, los Criterios de Inclusión y Permanencia determina que “Calificarán como beneficiarios del régimen de Subsidios Energéticos Focalizados los hogares inscriptos en el anterior RASE o que se inscriban en el actual ReSEF y cuyos integrantes registren, en conjunto, ingresos netos iguales o inferiores a un valor equivalente a TRES (3) Canastas Básicas Totales (CBT) para un (1) ”HOGAR 2” según el Instituto Nacional de Estadística y Censos (INDEC).
El monto total de ingresos referido rondaría ahora los 3,9 millones de pesos para casi todo el país, siendo algo mayor para la Zona Patagónica (rondará los 4,7 millones de pesos).
El Decreto 943/2025 creó el régimen de SEF y unificó los subsidios energéticos de jurisdicción nacional en una sola categoría de usuarios Residenciales a los efectos de la aplicación de los subsidios a la energía eléctrica, al gas natural, al gas propano indiluido por redes y al Gas Licuado de Petróleo (GLP) envasado en garrafas de DIEZ (10) kilos.
Calificarán también como beneficiarios del SEF: (a) Los hogares que tengan UN (1) integrante que posea Certificado de Vivienda Familiar (ReNaBaP);
(b) Los hogares que tengan UN (1) integrante que posea Pensión Vitalicia a Veteranos de Guerra del Atlántico Sur.
(c) En el caso de hogares que cuentan con al menos un integrante con Certificado Único de Discapacidad (CUD), la Secretaría de Energía deberá evaluar de qué forma el CUD implica necesidad de ayuda económica para el pago de los servicios energéticos.
En tanto, No calificarán como beneficiarios del régimen de Subsidios (SEF) los hogares cuyos integrantes registren, en conjunto, ingresos netos superiores a TRES (3) Canastas Básicas Totales (CBT) para UN (1) “HOGAR 2” según el INDEC.
Por otra parte, independientemente del nivel de ingresos registrados o declarados, la S.E. en su carácter de Autoridad de Aplicación del régimen de Subsidios (SEF), podrá determinar los indicadores de exteriorización patrimonial que autoricen a presumir capacidad de pago y cuya verificación respecto de alguno de los integrantes del hogar justificará el rechazo o la exclusión del beneficio.
En tal sentido, respecto de los beneficiarios del SEF “se procederá a realizar el cruce de información respecto a los ingresos registrados conforme a las bases de datos del Sistema de Identificación Nacional Tributario y Social (SINTyS), y otras bases de datos, además de aplicar criterios de georreferenciación y de verificar la existencia de indicadores patrimoniales de manifestación de ingresos, conforme a los parámetros previstos en el decreto 943/25”.
Asimismo, se dispuso que “ANSES pondrá a disposición de la Subsecretaría, la información que permita verificar los ingresos registrados del conjunto de los integrantes del hogar identificado, a los fines de su consideración como unidad de análisis para la evaluación de la elegibilidad al régimen”.
“La información provista por ANSES tendrá carácter complementario a las Declaraciones Juradas efectuadas por los solicitantes y será utilizada exclusivamente para la implementación, administración y evaluación del SEF, de conformidad con la normativa vigente en materia de protección de datos personales”, señaló Energía.
El ejecutivo cuenta con 23 años de experiencia en la industria energética y vuelve al país luego de liderar posiciones clave en TotalEnergies.
Total Austral, filial de TotalEnergies en Argentina, anunció el nombramiento de Luciano Rojas como nuevo Director Comercial de Total Austral en reemplazo de Soledad Lysak, quien asumió otras funciones dentro de la Compañía, en Francia.
Rojas regresa a Argentina tras desempeñarse como Senior Gas & LNG Negotiator de TotalEnergies en Casa Matriz (Francia), posición que asumió en septiembre de 2023. Con más de 23 años en la Compañía, ha ocupado roles estratégicos para las unidades de negocio de Exploración & Producción y Gas, Electricidad & Renovables, entre los que se destacan el liderazgo de la Gerencia Comercial y de la Gerencia de Estrategia de Total Austral.
“Estoy sumamente entusiasmado de regresar a mi país para iniciar una nueva etapa profesional. Asumo con plena convicción el desafío de consolidar nuestro rol como principal operador de gas en el país y pioneros en la integración energética del Cono Sur. Hoy, mi compromiso es continuar fortaleciendo ese liderazgo, maximizando el valor del gas y los líquidos producidos por la Compañía y capitalizando las oportunidades que emergen en el contexto actual, respaldados por equipos de excelencia”, expresó Luciano.
Por su parte, Sergio Martín Mengoni, Director General de Total Austral y Country Chair de TotalEnergies en Argentina, celebró el nombramiento: «Es un orgullo dar la bienvenida a Luciano en esta nueva etapa. Su experiencia será clave para consolidar el liderazgo de TotalEnergies en el país y continuar expandiendo mercados en la región, respaldados por un portafolio diversificado con presencia en las dos cuencas más productivas de Argentina y 5 centrales de energías renovables en distintos puntos del país. Seguiremos trabajando con el firme objetivo de reafirmar nuestro compromiso con el desarrollo de la industria energética nacional, el cual sostenemos desde hace casi 50 años.
Rojas es Licenciado en Comercio Internacional con orientación en Economía, graduado en la Universidad Argentina de la Empresa (UADE), y posee un posgrado en Economía del Petróleo y Gas del Instituto Tecnológico de Buenos Aires (ITBA). Su formación le ha brindado una sólida base en negocios y mercados energéticos, complementada con experiencia internacional que fortalece su visión estratégica en el sector.
Desde su nuevo rol, Luciano Rojas tendrá el desafío de impulsar la comercialización de gas natural y líquidos tanto en el mercado interno como en el externo, consolidando el liderazgo de TotalEnergies en el Cono Sur y contribuyendo a la ambición de ofrecer más energía, con menos emisiones siempre de manera más sostenible.
Las fuerzas gubernamentales sirias han capturado un importante territorio en el norte y el este de Siria, expulsando a las fuerzas kurdas de zonas donde habían ejercido un control efectivo durante más de una década. Entre las zonas ocupadas se encuentran la ciudad de Tabqa y los depósitos de agua circundantes, así como los importantes yacimientos petrolíferos de Omar y el campo de gas de Conoco, en el este del país.
Según replicó la agencia internacional Euronews, la captura de estas zonas estratégicas otorga al Ejército sirio un mayor control sobre las infraestructuras energéticas y los puntos clave a lo largo del Éufrates.
Las operaciones del Ejército sirio estuvieron acompañadas de enfrentamientos en campos petrolíferos y posiciones estratégicas a lo largo del río, mientras las fuerzas kurdas se retiraban a zonas situadas al este del Éufrates. Al mismo tiempo, las fuerzas gubernamentales ampliaron su presencia en las zonas administradas por los kurdos con el objetivo de restablecer plenamente el control estatal en el norte y el este del país.
Antes del conflicto, Al-Omar producía alrededor de 50 mil barriles diarios, cifra que actualmente no supera los cinco mil barriles debido a los métodos primitivos y ambientalmente insalubres empleados en los últimos años.
La rehabilitación de los campos permitirá un aumento progresivo de la producción y, a mediano plazo, la reanudación de las exportaciones.
Las fuerzas gubernamentales sirias han capturado un importante territorio en el norte y el este de Siria, expulsando a las fuerzas kurdas de zonas donde habían ejercido un control efectivo durante más de una década. Entre las zonas ocupadas se encuentran la ciudad de Tabqa y los depósitos de agua circundantes, así como los importantes yacimientos petrolíferos de Omar y el campo de gas de Conoco, en el este del país.
Según replicó la agencia internacional Euronews, la captura de estas zonas estratégicas otorga al Ejército sirio un mayor control sobre las infraestructuras energéticas y los puntos clave a lo largo del Éufrates.
Las operaciones del Ejército sirio estuvieron acompañadas de enfrentamientos en campos petrolíferos y posiciones estratégicas a lo largo del río, mientras las fuerzas kurdas se retiraban a zonas situadas al este del Éufrates. Al mismo tiempo, las fuerzas gubernamentales ampliaron su presencia en las zonas administradas por los kurdos con el objetivo de restablecer plenamente el control estatal en el norte y el este del país.
Antes del conflicto, Al-Omar producía alrededor de 50 mil barriles diarios, cifra que actualmente no supera los cinco mil barriles debido a los métodos primitivos y ambientalmente insalubres empleados en los últimos años.
La rehabilitación de los campos permitirá un aumento progresivo de la producción y, a mediano plazo, la reanudación de las exportaciones.
Destilería Argentina de Petróleo S.A. (DAPSA), empresa perteneciente al holding Sociedad Comercial del Plata, anunció días atrás la firma de un acuerdo estratégico con la norteamericana Chevron, para la comercialización de combustibles en la región.
Este convenio marca el inicio formal de una relación estratégica entre ambas compañías, orientada a impulsar el crecimiento de DAPSA asociado a la comercialización de commodities de Chevron en la región.
El acuerdo también establece expresamente que las partes evaluarán áreas adicionales de integración en el negocio, incluyendo la expansión de la logística del abastecimiento de DAPSA
Asimismo, el acuerdo contempla condiciones comerciales especialmente diseñadas para permitir que DAPSA incremente su presencia en los mercados regionales mediante una propuesta de valor altamente competitiva con combustibles de la mejor calidad.
Para DAPSA “este desarrollo estratégico se orienta a fortalecer nuestro modelo local replicándolo a nivel regional. Para ello es necesario sumar nuevos operadores en los países vecinos que compartan nuestros valores y vocación para trabajar juntos, aprovechando sinergias como verdaderos socios estratégicos, acelerando la expansión del proyecto y permitiéndonos plasmar el enorme potencial que supone la alianza estratégica que hemos construido con Chevron”.
Con más de 50 años de experiencia, DAPSA opera una red de aproximadamente 200 estaciones de servicio en todo el país y posee una terminal portuaria en Dock Sud con más de 140.000 metros cúbicos de capacidad de almacenamiento, interconectada por oleoductos con las principales refinerías y terminales portuarias de la región.
Además, la compañía concentra aproximadamente el 10% de la producción local de lubricantes y el 60% del mercado de grasas lubricantes.
La transición hacia energías limpias en China alcanzó un nuevo hito con la exitosa perforación de un pozo geotérmico de alta temperatura en la provincia de Shandong.
La Oficina Provincial de Geología y Recursos Minerales anunció la finalización de las obras en la región del delta del río Amarillo, logrando parámetros de eficiencia sin precedentes para la región.
El pozo registró una temperatura de 162 grados Celsius en su fondo y una salida de agua en superficie de 138 grados Celsius. Según Zhang Yunfeng, director del Instituto de Exploración Geo-mineral de Shandong, la potencia térmica estable se estima en 21,57 megavatios, lo que representa un potencial significativo para la matriz energética local.
Capacidad y beneficios ambientales
El impacto de este nuevo recurso se traduce en cifras concretas para la sostenibilidad:
Generación eléctrica: Podría producir unos 25.200 kilovatios-hora diarios, suficientes para cubrir la demanda de 10.000 residentes.
Uso industrial: Tiene capacidad para suministrar 94.000 toneladas de vapor al año, lo que permitiría reemplazar 18.800 toneladas de carbón.
Reducción de emisiones: Se estima un ahorro de 48.900 toneladas de dióxido de carbono anuales.
El proyecto destaca por su sistema de economía circular. Una vez utilizada para la generación de energía o procesos industriales, el agua restante (a 80 grados) se destinará a la calefacción centralizada de áreas residenciales que cubren casi dos millones de metros cuadrados.
Incluso el calor residual final, a unos 60 grados, será aprovechado en invernaderos inteligentes y proyectos de acuicultura a gran escala, cerrando un ciclo de aprovechamiento total del recurso.
China, que ya lidera la escala mundial de utilización directa de energía geotérmica, planea expandir estos modelos para fortalecer tanto el bienestar público como el crecimiento económico sostenible a través de recursos renovables estables y de baja emisión.
Pese a que la inflación en 2025 fue del 31,5%, la cifra más baja de los últimos ocho años, el precio de la nafta premium pegó un salto de 52% en los últimos doce meses. Sin embargo, hay grandes diferencias en los surtidores del país.
De acuerdo a un informe del Instituto Interdisciplinario de Economía Política (UBA-Conicet), la variación interanual tiene valores significativos: la nafta súper tuvo una suba de 30,8% (por debajo de la inflación), pero la nafta premium trepó el año pasado 52,18%, el gasoil común de 40,57% y el gasoil premium de 57,7%.
En lo que respecta al precio promedio nacional en surtidor de los combustibles líquidos para enero se estima en $1.835 para la nafta premium, $1.577 para la súper, $1.901 para el gasoil premium y $1.655 para el común. Y en ese sentido, existen diferencias significativas en los precios según la provincia, en parte por los costos logísticos como la carga impositiva.
En el extremo más caro del país se ubica Formosa, donde el litro de nafta premium alcanza los $1.955, seguida por Corrientes ($1.926), La Rioja ($1.916), Misiones ($1.913) y Santa Fe ($1.898). En contraste, los valores más bajos se registran en Río Negro ($1.637 por litro); Chubut ($1.653), La Pampa ($1.677) y Santa Cruz ($1.684). La provincia de Buenos Aires está en la mitad de la tabla, con un costo promedio del litro de $1.877.
En el caso de la nafta súper, también se observan marcadas diferencias entre provincias. El precio más alto del litro se registra en Corrientes, donde alcanza los $1.682, seguida por Salta ($1.670), Misiones ($1.664), La Rioja ($1.663), Santiago del Estero ($1.656) y Córdoba ($1.650). Del otro lado, los valores más bajos se concentran principalmente en el sur del país. Santa Cruz presenta el litro de nafta súper más barato, a $1.350, seguida por Chubut ($1.377), Río Negro ($1.382) y La Pampa ($1.402). En el caso de las estaciones bonaerenses, el promedio es $1.614.
En el segmento de gasoil premium, donde la dispersión en menos marcada, los precios más elevados se registran en Neuquén, donde el litro alcanza los $1.987, seguida por Chubut ($1.985) y Corrientes ($1.976). En contraste, los valores más bajos se observan en Tierra del Fuego, con un precio de $1.704 por litro, Mendoza ($1.793) y la Ciudad de Buenos Aires ($1.794). En la provincia de Buenos Aires el litro se ubica en $1.848.
El Gobierno avanzó en la aplicación de un nuevo esquema de subsidios energéticos a los hogares con la creación de un nuevo sistema, el Registro de Subsidios Energéticos Focalizados (ReSEF), de inscripción obligatoria para quienes quieran mantener el beneficio. Además, se definieron los motivos para quedarse sin subvención.
La medida se implementó a través de las disposiciones 1 y 2/2026 de la Subsecretaría de Transición y Planeamiento Energético, publicada este martes en el Boletín Oficial con la firma de su titular, Antonio Milanese.
Según los textos, el sistema prevé el cruce de información entre organismos públicos, que permitirá evaluar la elegibilidad de los solicitantes mediante una declaración jurada digital. La Secretaría de Energía será la autoridad responsable de administrar y controlar estos beneficios.
Cada usuario deberá completar una declaración jurada, con datos de todos los convivientes e información patrimonial. En caso de modificaciones, también podrá revisar o subsanar la información a través de la plataforma Mi Argentina o, si corresponde, por el sistema de Trámites a Distancia (TAD).
Subsidios a la luz y el gas: quiénes quedarán excluidos del beneficio
Entre los factores que pueden dejar a un hogar fuera del subsidio figuran:
Poseer activos societarios que indiquen capacidad económica elevada.
Poseer un automóvil con antigüedad menor o igual a tres años (salvo en casos de titulares con Certificado Único de Discapacidad).
Tener tres o más inmuebles registrados a nombre de integrantes del hogar.
Si alguien ya se inscribió en el RASE, ¿tiene que reinscribirse en el nuevo registro?
Quienes ya se encontraban en el antiguo Registro de Acceso a los Subsidios a la Energía (RASE) no deberán reinscribirse, ya que sus datos migrarán automáticamente al nuevo sistema, aunque podrán actualizarlos si hay cambios en su situación familiar o económica.
El Gobierno asegura que el objetivo de este régimen es “identificar con precisión quiénes realmente necesitan la ayuda estatal” y evitar asignaciones indebidas, mediante la integración de datos entre la ANSES, la Secretaría de Energía y otros organismos.
Subsidios energéticos: cambios para las pymes
En el caso de las pequeñas y medianas empresas, el nuevo esquema marca un endurecimiento de los criterios de acceso a la energía subsidiada. Las pymes que presenten capacidad económica comprobable, activos relevantes o niveles de facturación superiores a los parámetros definidos quedarán fuera del beneficio.
Esto implica un aumento de los costos operativos, especialmente para comercios, industrias y servicios intensivos en consumo energético. Desde el sector productivo advierten que la suba en tarifas podría trasladarse a precios o afectar márgenes en un contexto de actividad todavía frágil.
El secretario de Asuntos Nucleares, Federico Ramos Napoli, junto al presidente de la Comisión Nacional de Energía Atómica, Martín Porro.
El secretario de Asuntos Nucleares, Federico Ramos Napoli, y el presidente de la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA), Martín Porro, justificaron la importancia de reorganizar el sector nuclear para garantizar la sostenibilidad económica y generar ingresos a partir de los proyectos nucleares, en una entrevista exclusiva concedida a EconoJournal.
Federico Ramos Napoli, un joven abogado especializado en derecho administrativo y corporativo, fue designado por el Gobierno en diciembre para conducir una nueva Secretaria de Asuntos Nucleares. Previamente se desempeñó en Dioxitek, primero como gerente general y luego como presidente. En la empresa estatal productora de dióxido de uranio lideró un proceso de reestructuración con la meta de volverla rentable.
La creación de esta secretaría llegó acompañada de cambios en la CNEA. Martín Porro, un ingeniero químico con 30 años de trayectoria en el ámbito nuclear y energético, asumió la presidencia de la institución científica en reemplazo de Germán Guido Lavalle. El nuevo presidente dedicó su carrera en la institución a la construcción, puesta en marcha, operación, mantenimiento y gestión de instalaciones nucleares.
La reorganización del sector nuclear a partir de la CNEA
Las nuevas autoridades subrayaron que las experiencias recientes en la CNEA a la hora de definir modelos comerciales para los proyectos nucleares no es positiva. La consecuencia principal es la generación de nuevos costos operativos para la CNEA y la ralentización o paralización en la ejecución de los proyectos.
El reordenamiento del sector nuclear que se propone tendrá como norte la generación de modelos de negocio para darle viabilidad económica a las inversiones estatales en proyectos nucleares. “La CNEA una vez que culminó con el desarrollo de un proyecto tiene que reportarle un beneficio económico sostenido en el tiempo porque es lo que va a seguir financiando y poniendo la rueda en movimiento”, evaluó el secretario de Asuntos Nucleares.
-Hace un año el gobierno anunció un Plan Nuclear y la creación de un Consejo Nuclear. Un año más tarde se creó la Secretaría de Asuntos Nucleares. ¿Qué agenda tienen en mente para el sector nuclear?
Federico Ramos Napoli: El objetivo primordial de la Secretaría es reordenar el sector y buscar que las distintas unidades de negocio que pueden surgir a partir del sector tengan una viabilidad económica y comercial, que hasta ahora se mostró en general deficiente. Ya sea por gobernanza interna de la Comisión, porque hay un esquema de incentivos rotos, o bien porque se deciden proyectos quizás con una escala que no es la correcta.
Un ejemplo puede ser la planta de Formosa, que es la situación sobreanalizada que tuvimos en Dioxitek. Es una planta cuyo plan inicial eran dos líneas de producción de unas 250 toneladas de dióxido de uranio de capacidad nominal por línea, es decir 500 toneladas anuales. Había un problema de la falta de modelo de negocio, porque la demanda agregada de las centrales nucleares argentinas que utilizan dióxido de uranio natural oscila en torno a las 210 toneladas. Tenés 290, 280 toneladas huérfanas.
¿Con esas 280 toneladas podés llegar a algún mercado? ¿Tenés un jugador lo suficientemente relevante como para colocarlas? Entonces, esa falta de modelo de negocio para las cosas que se hacen es lo que hoy nos lleva a tener proyectos parados, sin financiamiento o sin una viabilidad comercial.
La CNEA una vez que culminó con el desarrollo de un proyecto tiene que reportarle un beneficio económico sostenido en el tiempo porque es lo que va a seguir financiando y poniendo la rueda en movimiento. De lo contrario en algunos casos sucede que la Comisión se hace cargo del desarrollo, gestión y construcción del proyecto y después también tiene que financiar o gastar recursos en la operación o en mantener el activo en los casos en los que no pudo terminar el proyecto.
Hoy la Argentina tiene una serie de proyectos o facilidades nucleares que están en desuso, lo que genera un costo por mantenimiento altísimo. Lo hemos visto con el caso de la Planta Industrial de Agua Pesada lo hemos visto con el caso de la planta de Dioxitek en Formosa.
Martín Porro: Otro caso mucho más reciente y quizás hasta mucho más relevante es el RA-10. Primero nació como un reactor muy similar al RA-3, con un poquito más de potencia. Después empezaron a incrementarle facilidades y algunos esquemas para irradiar nuevas tecnologías que generaron que ese reactor que arrancó con un valor X se multiplicara por 2 o por 3. Pero lo más preocupante es que no hubo un plan de negocios asociado a ese crecimiento, con lo cual hoy la CNEA tiene un reactor modelo a nivel internacional sin una escala comercial de todo lo que podría potencialmente salirse a vender.
-¿Cómo progresa la ejecución del proyecto RA-10?
FRN: A fines de este año o principios del que viene el reactor debería estar poniéndose a crítico. Se sigue trabajando muy bien para que eso suceda, y ahí es donde la colisión de culturas organizacionales dentro de la CNEA expone un problema para el sector. Tenés el hito tecnológico producto de la investigación y desarrollo que desembocaron en el RA-10.
Ahora bien, el día 2 del RA-10, que es producción de radisótopos, dopaje de silicio, poner la falicidad del laboratorio de haces de neutrones a disposición y también el servicio de prueba de combustibles para reactores tanto de potencia como de investigación, todo eso no tiene un modelo de negocios asociado. Entonces, el hito tecnológico lo va a cumplir la Comisión, pero ahí es donde se nos abre el resto de las preguntas y también te lleva a repensar el rol de la comisión en todo esto.
Una vez que gestó el proyecto, ¿lo tiene que operar en su seno de forma subóptima? ¿O es más coherente buscar una estructura que tenga la capacidad de operar y de utilizar el activo y maximizar los beneficios que se pueden obtener a partir de ese activo? En eso estamos trabajando en este momento.
Ramos Napoli, secretario de Asuntos Nucleares.
-¿Cuál debería ser el rol de la CNEA?
MP: El rol de la CNEA debería estar orientado fuertemente a la investigación y desarrollo y desde ahí tener la capacidad de hacer los spin-off de aquellas herramientas y de equipos que tienen realmente capacidad de crecer técnicamente y de comercialmente ser interesante para la industria.
FRN: Además de la investigación y desarrollo e impulsora de algunos proyectos la CNEA debería ser incubadora de otras estructuras comerciales y a partir de ello desentenderse de su operación. El driver o lo que motiva a una persona que busca correr la frontera tecnológica es muy distinto a lo que motiva a una persona que está detrás de la búsqueda de maximizar la producción. Son culturas distintas. El día a día de un proyecto tiene otra cultura que no es la de la investigación y desarrollo, es eminentemente productiva.
Es algo que lo vimos muy manifiesto en Dioxitek. Mudamos a la empresa de las instalaciones de la CNEA a oficinas propias. A partir de ese hito empezó a cambiar la cultura de los trabajadores de Dioxitek. Lo primero era maximizar la producción de dióxido de uranio. Luego hay una coordinación orientada a los proyectos de la empresa, pero el tipo de perfil que definimos en esa coordinación es muy distinto al perfil del equipo que se encarga del mantenimiento de las instalaciones.
–Los salarios en CNEA llevan casi una década perdiendo contra la inflación, con alguna salvedad momentánea, provocando fuga de talento al sector privado o al extranjero. ¿Cómo se resuelve esa problemática durante este periodo de transición a un nuevo modelo?
FRN: El problema además de lo salarial es la motivación. La CNEA, el sector nuclear argentino en general, tiene el problema de el proyecto que se sobreextiende en el tiempo o que directamente fracasa. La persona no recibe una compensación salarial acorde, producto de que hay una restricción presupuestaria muy grande y también hay un sobredimensionamiento.
La dotación en CNEA aumentó significativamente a lo largo de los últimos años, sin que eso haya implicado incorporar nuevas líneas de negocio o nuevas líneas de investigación. El RA-10 no es un proyecto novedoso, tiene más de 12 años. El CAREM está en idas y vueltas desde los 80, 90. La CNEA no agregó nada significativamente nuevo como para justificar que se haya duplicado la dotación en la Comisión.
MP: Ni siquiera en sus áreas productivas que están vigentes todo está funcionando de manera óptima, sino que todo lo contrario. Todas las áreas productivas que tenemos hoy dentro de la CNEA, en cualquiera de los centros atómicos, está operada subóptima o no está funcionando por lo menos como corresponde. Eso es un gran problema también a la hora de pensar cómo se trabaja lo salarial.
Martín Porro, presidente de la CNEA.
-Pero dentro de CNEA también conviven investigadores de otros organismos científicos, como es el caso del Departamento de Energía Solar.
FRN: Sí, en facilidades de la CNEA podés encontrar investigadores de la Comisión Nacional de Actividades Espaciales (CONAE), del CONICET. No son orgánicos de CNEA, pero por ejemplo tenés una facilidad que en realidad la utiliza CONAE, este otro espacio lo utiliza el Conicet.
Ahí se diluyen los objetivos que tiene la gente, porque la realidad es que el Conicet hace un tipo de investigación que en los papeles debería ser bastante distinta a la que hace la CNEA, que tiene que bregar por la investigación aplicada y no la investigación simple. Lo mismo para la CONAE. Este mix de culturas repercutió en cómo hoy la Comisión se percibe a sí misma.
-¿Es una situación que deben abordar con la Secretaría de Innovación, Ciencia y Tecnología?
MP: Exactamente. Pero por ejemplo, en el caso del nexo con el CONICET, nosotros dentro de CNEA tenemos gente de CNEA que trabaja para CNEA y para Conicet, gente que tiene, para decirlo de manera gráfica, los dos sombreros. También tenemos gente que es pura de CONICET trabajando en CNEA.
Eso implica que a veces este entrecruzamiento no queda claro y la barrera de lo tecnológico orientado hacia el Conicet u orientado hacia la CNEA se termina desdibujando en el norte de los dos. O sea, CONICET empieza a meterse en lo aplicado y CNEA empieza a darle mucha más interacción a la ciencia básica y el desarrollo de innovación no tan orientada a la nuclear y eso nos genera varios inconvenientes.
El futuro de las empresas del sector nuclear
La planta de dióxido de uranio de Dioxitek sin finalizar en Formosa.
-¿Qué ocurrirá con las empresas de sector nuclear en las que el Estado es dueño o accionista?
FRN:Son situaciones muy distintas. CONUAR tiene un modelo desde su génesis en el cual la CNEA es accionista minoritario y hay un grupo privado que tiene el resto del paquete accionario. Es hasta un buen ejemplo, porque año tras año la CNEA, en pos de cierto capital inicial y ciertas innovaciones que aportó, recibe los dividendos de esa empresa. Adicionalmente, esa empresa paulatinamente consume servicios y tecnología de la Comisión. El resultado operativo de la compañía, habrá años mejores, años peores, pero siempre paga dividendos.
La diferencia entre Nucleoeléctrica y DIOXITEK es que la primera entró en la ley bases y hay una incorporación de capital privado de hasta el 44% del paquete accionario en marcha. DIOXITEK no está dentro de la ley bases, pero bien podría ser un negocio en el cual participe un privado, porque tanto la conversión de uranio como el negocio de las fuentes selladas en el mundo también lo hacen los privados. Obviamente, la persistencia de una parte del paquete accionario de la Comisión vehiculiza este ida y vuelta de bienes, por un lado, o de flujo de dinero hacia el entorno que fundó esto, pero también permite transferir tecnología.
-Del decreto de privatización de Nucleoeléctrica se desprende que la CNEA seguirá siendo accionista y quizás mantenga su silla en el directorio. ¿La rentabilidad de Nucleoeléctrica podría ser una fuente de financiamiento para la CNEA?
FRN: Bajo los parámetros actuales no, porque la ley 24.065 (NdR: Ley de Energía Eléctrica) en su artículo 37 establece que a las generadoras de capital público se les reconocería solo el OPEX. Pero hubo un avance normativo con la incorporación del 37bis en la ley y conforme avance la privatización de Nucleoeléctrica pasaría a estar alcanzado por el artículo 37bis. Ahí sí se podría rediscutir la tarifa de la generación Nucleoeléctrica, en cuyo caso de avanzar en esa línea la Comisión Nacional de Energía Atómica tomará de los dividendos generados el porcentaje que le corresponda a su paquete accionario.
Oportunidades comerciales con EE.UU.
-Argentina y Estados Unidos tienen una relación de cooperación materia nuclear de larga data. ¿Qué oportunidades se pueden generar a partir de la relación estratégica que el presidente Milei promueve con Estados Unidos?
FRN: Argentina tiene una gran oportunidad de volverse proveedor de bienes y servicios al sector nuclear estadounidense. En Dioxitek se empezó a evaluar la posibilidad de producir hexafluoruro de uranio, eso tiene como objetivo penetrar mercados como el de Estados Unidos, que están ávidos de adquirir ese producto.
MP: También en el caso de Dioxitek hay otras líneas de negocio que han sido consultadas, puntualmente para desarrollo de fuentes específicas para el sistema médico de EE.UU. Desde CNEA también esta nueva ordenanza que tenemos para poder vender servicios está muy orientada a la demanda de las empresas americanas, asociadas a nuevas tecnologías y nuevos desarrollos.
Puntualmente, nos han consultado bastante sobre algunos componentes para SMR (NdR: reactores modulares pequeños). Hay un mercado en EE.UU. en el que tanto Dioxitek como la propia CNEA pueden entrar a participar fuertemente y ojalá que sea de manera rápida. Es necesario para el sector nuclear argentino a través de la nueva secretaría poder entrar con un norte claro y una línea de negocios clara para ofrecer, y siempre con un un interlocutor válido.
Minería y enriquecimiento de uranio
-¿Por qué es importante reactivar la minería de uranio?
FRN: No solo que repercutiría de forma excelente en las economías regionales, dinamizando tanto al sector de la minería específica como a todos los bienes y servicios conexos, sino que además Argentina tiene todo el conocimiento y las capacidades latentes para agregar valor a ese uranio. Entonces no estaríamos exportando solamente el mineral o el yellow cake.
Argentina además del dióxido de uranio tiene know how para hacer hexafluoruro. También CONUAR está en condiciones de fabricar elementos combustibles a partir de ese uranio. No es simplemente exportar una materia prima, sino que hay distintas instancias de agregación de valor muy importantes para la Argentina.
-¿Qué se puede esperar en materia de enriquecimiento de uranio?
MP: La CNEA está trabajando a través de lo que es Pilcaniyeu en algunos puntos críticos que pueden ser orientados a la centrífuga o al sistema de láser. Tenemos un prototipo de centrífuga. Todavía son etapas de desarrollo muy incipientes, en donde hay que poder sentarse a pensar en escalar un proyecto de esta envergadura.
El enriquecimiento no se plantea ni con una ni con dos ni con cinco centrífugas, ni probando a jugar que tenemos el láser o no. Para escalarlo y sentarse a hablar de algo industrializable, son muchos años y muchos miles de millones de dólares que, de vuelta, en en un esquema en donde la CNEA tiene que salir del atolladero que tiene que ver con lo estructural y con lo financiero, es algo que no es de primera urgencia.
El futuro del CAREM
Los trabajos en la obra civil del CAREM fueron suspendidos a finales de 2024.
-¿Cuál es el estatus del proyecto CAREM?
FRN: Hay distintas situaciones que analizar vinculadas al CAREM. La ingeniería del prototipo no está culminada y no hay certezas sobre su funcionamiento a pesar de que gestiones anteriores decidieron gastar cientos de millones de dólares en la construcción de un prototipo. El mundo dejó de construir prototipos de reactores hace por lo menos veinte años.
Existe una vía mucho más idónea, económica y simple de obtener certeza sobre el funcionamiento de un diseño que son las simulaciones computarizadas. En cambio, el proyecto de un CAREM versión comercial sigue en marcha. Pero el prototipo, sobre el cual no hay evidencias suficientes de su funcionamiento, sí está siendo reevaluado exhaustivamente.
MP: Además, ya tenemos varios trabajos realizados con los equipos de ingeniería del CAREM en algunas líneas accesorias relacionadas con la venta de servicios, que para nosotros tiene que ser parte importante y fundamental de esta nueva CNEA. Hay que salir a vender esos servicios de alto valor técnico pero con una cabeza completamente distinta, realmente pensado para negocios. Como algo positivo dentro del proyecto CAREM es el aprendizaje de todas esas capacidades nuevas para poder salir a comerciar, una palabra que es mal vista en la institución.
FRN: Por poner un ejemplo, el equipo de ingeniería diseñó el recipiente de presión de un SMR. No tenemos todas las herramientas para tomar la decisión de montarlo o no, de culminar el prototipo, pero sí están las capacidades acreditadas de que la Argentina puede proveer eso.
Entonces, un ecosistema con setenta y cinco años de inversión en desarrollo de materia gris y con una situación macroeconómica mucho más ordenada resulta atractiva, no solo para que proliferen algunos proyectos desde lo público, sino también para que haya inversiones privadas vinculadas a la tecnología nuclear.
La parte superior de la pileta del reactor RA-10 en Ezeiza.
La Comisión Nacional de Energía Atómica(CNEA) tiene programado avanzar en los próximos dos años en la culminación del reactor multipróposito RA-10 y del Centro Argentino de Protonterapia, además de profundizar en líneas de investigación aplicada como la producción de imanes, explicaron el presidente de la institución Martín Porro y el secretario de Asuntos Nucleares Federico Ramos Napoli en una entrevista conjunta con EconoJournal.
El reactor multipropósito RA-10 y el Centro Argentino de Protonterapia (CAdP) son dos grandes proyectos nucleares que sumarán nuevas capacidades industriales y medicinales al país. Sin embargo, Porro y Napoli advirtieron que estos proyectos hoy carecen de un modelo de generación de ingresos que permita solventar sus costos operativos, una situación que buscarán corregir en los próximos meses.
Las dificultades de la CNEA para generar modelos de negocio en torno a los proyectos nucleares que permitan generar ganancias o siquiera pagar sus costos operativos y de mantenimiento es una problemática que la Secretaria de Asuntos Nucleares quiere abordar de lleno.
«El objetivo primordial de la Secretaría es reordenar el sector y buscar que las distintas unidades de negocio que pueden surgir a partir del sector tengan una viabilidad económica y comercial, que hasta ahora se mostró en general deficiente. Ya sea por gobernanza interna de la Comisión, porque hay un esquema de incentivos rotos, o bien porque se deciden proyectos quizás con una escala que no es la correcta», evaluó Ramos Napoli.
RA-10: el proyecto nuclear más ambicioso de la CNEA
El reactor multipropósito RA-10 es el proyecto nuclear en términos de inversión y de frontera tecnológica más ambicioso en ejecución en el país. La CNEA dio esta semana otro paso clave hacia la culminación y activación del reactor en el Centro Atómico Ezeiza, esperado para finales de este año o principios de 2027.
La institución anunció este lunes que inició pruebas clave del sistema de refrigeración primario del reactor, como la puesta en funcionamiento de la primera bomba del circuito de refrigeración primario, procediendo al primero llenado del reactor con agua desmineralizada. Se trata de una de las tres bombas que integran este circuito de refrigeración primario.
La CNEA difundió tomas de la activación de la primera bomba en el RA-10.
De manera complementaria, se concretó otro avance clave con la configuración del núcleo del RA-10, conformado por elementos combustibles denominados dummies, es decir, sin carga de uraniopero con la geometría y disposición final del núcleo definitivo. Estos elementos fueron provistos por la Planta de Fabricación de Elementos Combustibles para Reactores de Investigación (ECRI), ubicada en el Centro Atómico Constituyentes.
El reactor RA-10 diseñado por INVAP permitirá a la Argentina incrementar la producción de radioisótopos médicos que ya se producen en otros reactores (como el molibdeno 99), otros nuevos (lutecio 177), realizar investigación con haces de neutrones, brindar servicios industriales (análisis de materiales) y realizar ensayos fundamentales para el diseño de nuevos combustibles nucleares para centrales de potencia. Otra funcionalidad que será novedosa para el país será el dopaje de silicio.
Sin embargo, el presidente de la CNEA afirmó que no hay un modelo de negocio establecido para todas esas capacidades. «No hubo un plan de negocios asociado a ese crecimiento, con lo cual hoy la CNEA tiene un reactor modelo a nivel internacional sin una escala comercial de todo lo que podría potencialmente salirse a vender», dijo Porro.
«Estamos trabajando en este momento para que no sea solamente un hito que corre la frontera tecnológica de los reactores de investigación, sino que también repercuta en ingresos por exportaciones de radioisótopos, de servicios o de silicio dopado», complementó el secretario de Asuntos Nucleares en la entrevista con este medio.
Los desafíos del Centro Argentino de Protonterapia
Interior de la cámara (izq.) y cámara abierta (der.) del equipo ciclotrón acelerador de protones del CeArP.
El otro proyecto cercano a su culminación es el Centro Argentino de Protonterapia (CeArP) frente al Instituto Roffo en la Ciudad de Buenos Aires. Será la primera instalación en Latinoamérica en poder realizar tratamientos con protonterapia, un tipo de radioterapia que utiliza protones para combatir tumores y que por su elevado nivel de precisión esta orientada especialmente al tratamiento de niños.
El secretario de Asuntos Nucleares dijo que estan trabajando en minimizar la estructura de costos del futuro centro para poder brindar los tratamientos de protonterapia.
«Hoy nos encontramos frente a una innovación que va a ser mucho bien, pero para la que, si se persigue su funcionamiento, la CNEAtendría que seguir hundiendo dinero en su costo operativo. Es desafiarse de forma tal de que podamos bajar el OPEX a la expresión más mínima pero razonable a la vez», explicó Ramos Napoli.
La Autoridad Regulatoria Nuclear (ARN) otorgó el año pasado la licencia de Puesta en Marcha a la instalación Clase I del CeArP. La licencia abarca la puesta en marcha del ciclotrón, la línea de transporte del haz de protones y el laboratorio LAIDEP, que son los sectores del CeArP que integran la instalación clasificada por la ARN como “Clase I”, en función del riesgo radiológico asociado y su complejidad tecnológica, entre otros aspectos. El ciclotrón generará los protones para los tratamientos e investigación de materiales.
Las líneas de investigación aplicada de la CNEA
Federico Ramos Napoli y Martín Porro en entrevista con EconoJournal.
En paralelo a estos grandes proyectos, la CNEA avanza con otras líneas de investigación aplicada. Entre los objetivos figura continuar avanzando en materia de enriquecimiento de uranio. La CNEA realizó este años pruebas con un prototipo de centrífuga de uranio en el Complejo Pilcaniyeu en Río Negro.
El presidente de la CNEA destacó que trabajarán en el desarrollo de imanes. «Estamos trabajando en imanes de muy alta performance con tierras básicas, no tierras raras. Estamos saliendo a generar una especie de spin-off vinculado a esto», concluyó Porro.
TotalEnergies nombró a Luciano Rojas como su nuevo director Comercial en la Argentina.
La empresa Total Austral, filial de TotalEnergies en Argentina, nombró a Luciano Rojas como su nuevo director Comercial en el país. Rojas regresa a la Argentina luego de desempeñarse como Senior Gas & LNG Negotiator de TotalEnergies en la casa matriz de la compañía en Francia, posición que asumió en septiembre de 2023. Reemplazará a Soledad Lysak, quien asumió otras funciones dentro de la compañía en Francia.
Rojas tendrá el desafío de “impulsar la comercialización de gas natural y líquidos tanto en el mercado interno como en el externo, consolidando el liderazgo de TotalEnergies en el Cono Sur y contribuyendo a la ambición de ofrecer más energía, con menos emisiones siempre de manera más sostenible”, indicó la compañía en un comunicado.
En la Argentina, la compañía opera el 25% de la producción de gas con activos en las provincias de Neuquén y Tierra del Fuego, siendo así la primera operadora de producción privada del país. En el sector de energías renovables opera centrales eólicas y solares, además de comercialización de gas natural y lubricantes.
TotalEnergies
Con más de 23 años en TotalEnergies, Rojas ocupó roles estratégicos para las unidades de negocio de Exploración & Producción y Gas, Electricidad & Renovables, entre los que se destacan el liderazgo de la gerencia Comercial y de la gerencia de Estrategia de Total Austral.
El nuevo director Comercial de Total Austral en la Argentina es licenciado en Comercio Internacional con orientación en Economía, graduado en la Universidad Argentina de la Empresa (UADE) y cuenta con un posgrado en Economía del Petróleo y Gas del Instituto Tecnológico de Buenos Aires (ITBA).
“Estoy sumamente entusiasmado de regresar a mi país para iniciar una nueva etapa profesional. Asumo con plena convicción el desafío de consolidar nuestro rol como principal operador de gas en la Argentina y pioneros en la integración energética del Cono Sur. Hoy, mi compromiso es continuar fortaleciendo ese liderazgo, maximizando el valor del gas y los líquidos producidos por la compañía y capitalizando las oportunidades que emergen en el contexto actual, respaldados por equipos de excelencia”, remarcó Rojas.
Por su parte, Sergio Mengoni, director General de Total Austral y Country Chair de TotalEnergies en la Argentina, afirmó: “es un orgullo dar la bienvenida a Luciano en esta nueva etapa. Su experiencia será clave para consolidar el liderazgo de TotalEnergies en el país y continuar expandiendo mercados en la región, respaldados por un portafolio diversificado con presencia en las dos cuencas más productivas de la Argentina y cinco centrales de energías renovables en distintos puntos del país. Seguiremos trabajando con el firme objetivo de reafirmar nuestro compromiso con el desarrollo de la industria energética nacional, el cual sostenemos desde hace casi 50 años”.
TotalEnergies es una compañía energética global e integrada con presencia en más de 120 países. “Cuenta con más de 100.000 colaboradores comprometidos en producir energía más confiable, accesible y sostenible para la mayor cantidad de personas posible”. En Argentina, a través de su filial Total Austral, desarrolla actividades de exploración y producción de gas y petróleo desde 1978 y cuenta con más de 1.100 colaboradores.
El próximo 12 de febrero en Madrid, se celebrará una nueva edición de FES Iberia – Renewables & Storage, el evento que marcará el inicio de la gira internacional 2026 de Future Energy Summit (FES).
La cita reunirá a más de 30 referentes del sector público y privado para abordar los desafíos estratégicos de la transición energética, con un foco principal: el almacenamiento.
En un escenario donde se aceleran los marcos regulatorios y se abren nuevas oportunidades de negocio, FES Iberia propondrá un debate técnico de alto nivel y espacios de networking donde cientos de representantes del sector avanzarán en nuevas alianzas para proyectos renovables en la región.
Uno de los ejes centrales será el análisis del almacenamiento desde múltiples perspectivas: regulación, innovación tecnológica, modelos de negocio y financiamiento. En ese marco, los speakers confirmados provienen de compañías energéticas, tecnológicas, instituciones públicas y fondos de inversión con fuerte presencia en Europa y América Latina.
Entre los principales disertantes del sector público se destacan
Carmen López Ocón – Directora de Energías Renovables y Mercado Eléctrico – IDAE
Fátima García Señán – Deputy Director General of Storage and Flexibility – MITECO
Manuel Larrasa Rodríguez – Secretario General de Energía y Minas – Junta de Andalucía
Pablo Fernández Vila – Director General de Planificación Energética y Minas – Xunta de Galicia
Alfonso Arroyo González – Director General de Energía y Minas – Castilla y León
Alberto Hernández Suárez – Director General de Energía – Gobierno de Canarias
Por el lado del sector privado, Julio Castro, CEO de Iberdrola Renovables, Rocío Sicre, Directora General de EDP Renewables en España, y Enrique de Ramón, Global Head of Business Origination & BESS de Zelestra, que aportarán la visión de algunas de las grandes generadoras del sector.
A ellos se les agrega la mirada de ejecutivos con alcance internacional como Chema Zabala, Managing Director de Alantra Energy Transition, Fernando Cremades, Global Head of Growth de Galp; Álvaro Villasante, vicepresidente de Gestión de Negocios e Innovación del Grupo Energía Bogotá; Álvaro Pérez de Lema, CEO de Saeta Yield; y Arancha García, Chief Integration & Transformation Officer de Templus, quienes compartirán estrategias para escalar proyectos y estructuras financieras en contextos regulatoriamente diversos.
Asimismo La edición 2026 de FES Iberia contará con una selección de líderes especializados en soluciones tecnológicas para sistemas BESS, integración de renovables y digitalización de activos energéticos:
Jesús Heras – Technical Director SouthWest Europe – Wattkraft
Andrés Hernando – CTO – Huawei
Héctor Erdociain – CSO & CTO – Chemik Group
Oscar Aira – Managing Director Europe & Latin America – GameChange
Domingo Jesús López Álvarez – Director General – Tera Batteries
Borja Dalmau – Director de Almacenamiento – UNEF
Raúl García Posada – Director – ASEALEN
Mientras que el análisis periodístico correrá por cuenta de Gastón Fenés y Emilia Lardizábal de Energía Estratégica, medio que realizará la cobertura al detalle del encuentro.
La edición 2026 cuenta con el respaldo de empresas tecnológicas y fabricantes de soluciones de almacenamiento que actuarán como partners del evento: Wattkraft/Huawei, GameChange, Tera Batteries, Schletter, Chemik, Asturmadi Reenergy y BLC Power Generation.
Con estos actores y un enfoque centrado en las soluciones para el almacenamiento energético, FES Iberia 2026 se consolida como el evento más importante de Hispanoamérica en su categoría, generando un entorno de debate estratégico y networking profesional de alto valor, clave para impulsar la transición energética en Europa y América Latina.
La arquitectura de Vaca Muerta sigue sumando piezas fundamentales. Esta semana, Pampa Energía formalizó el siguiente paso en su hoja de ruta estratégica: la aplicación del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) para la construcción de su Planta Central de Tratamiento (CPF) en el bloque Rincón de Aranda.
Este movimiento no es solo un trámite administrativo; es la piedra basal de una inversión de USD 426 millones destinada a transformar un yacimiento promisorio en un polo exportador de crudo de alta eficiencia.
Infraestructura de vanguardia para el Shale Oil
El proyecto presentado bajo el RIGI contempla una solución integral de procesamiento y evacuación. La nueva CPF permitirá a la compañía liderada por Marcelo Mindlin no solo procesar petróleo y gas en boca de pozo, sino también conectar el yacimiento de 240 km² con las arterias troncales del país:
Vinculación estratégica: El plan incluye ductos que conectarán directamente con el Gasoducto Perito Moreno y el ambicioso Oleoducto Vaca Muerta Sur.
Capacidad instalada: La meta es alcanzar una capacidad de procesamiento de 45.000 barriles diarios para 2026, quintuplicando la capacidad de las plantas de producción temprana actuales.
El petróleo como eje del CAPEX
Para los analistas de Runrún, el dato “letal” es la reconfiguración del portafolio de Pampa. Rincón de Aranda se ha convertido en el destino del 80% del presupuesto de inversión de la operadora para este ciclo. Con 35 pozos en distintas fases y una productividad que ya superó las expectativas iniciales (alcanzando los 7.200 barriles diarios en sus primeros ensayos), la compañía busca consolidarse como un jugador de peso en la ventana del petróleo, complementando su histórica dominancia en el segmento del gas.
El blindaje del RIGI
La decisión de adherir a este régimen responde a la necesidad de previsibilidad para un plan de inversión total que asciende a los USD 1.500 millones. Al utilizar los beneficios del RIGI, Pampa asegura la estabilidad fiscal y cambiaria necesaria para importar tecnología de bombeo y almacenamiento de última generación, acelerando los plazos de puesta en marcha de la planta definitiva.
Durante décadas, la minería argentina fue descrita como un “gigante dormido” o un “potencial infinito”.
Sin embargo, el inicio de 2026 marca un punto de quiebre definitivo: el sector ha pasado de los anuncios abstractos a la ejecución real en territorio. Con inversiones que ya alcanzan los USD 7.510 millones, la cordillera hoy no muestra maquetas, sino plantas en montaje, equipos autónomos y una actividad febril que está redibujando el mapa económico del país.
1. El RIGI: El motor que destrabó el capital en la minería
La diferencia entre 2026 y los años anteriores no es la geología, que siempre estuvo allí, sino la resolución del costo del capital. El Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) ha sido la herramienta que permitió a proyectos empantanados por años mover finalmente suelos. Al brindar blindaje jurídico y estabilidad, Argentina logró captar la confianza necesaria para que los miles de millones de dólares necesarios para un proyecto minero comiencen a “enterrarse” en la montaña.
2. El Cobre y el Litio: Los dos tiempos de la matriz
El sector se mueve hoy en dos velocidades complementarias:
El Litio es la urgencia: Con una producción estimada de 260.000 toneladas de Carbonato de Litio, Argentina ya es el tercer productor mundial, traccionando divisas de manera inmediata.
El Cobre es el horizonte: Proyectos como Josemaría y Filo del Sol en San Juan, junto a la reactivación de Bajo de la Alumbrera, definen la matriz exportadora de las próximas cinco décadas. No solo es minería; es la construcción de las mayores obras de infraestructura privada de la historia argentina.
3. Innovación Tecnológica: Minería 4.0 bajo tierra
Un hito que destaca este 2026 es el proyecto de Carbonatos Profundos en Gualcamayo (San Juan). Con una inversión de USD 660 millones, se está implementando tecnología inédita en Sudamérica:
Tecnología POX: Una planta de oxidación a presión que permite liberar oro de rocas refractarias.
Autonomía: El uso de equipos operados de forma remota, garantizando máxima seguridad y eficiencia operativa. Esto marca el estándar de lo que las operadoras demandarán a sus proveedores tecnológicos de ahora en adelante.
4. El “Cuello de Botella”: El Talento Humano
Con más de 115.000 empleos directos e indirectos, el desafío ya no es el financiamiento ni la burocracia, sino las personas. La demanda de técnicos, mecánicos, químicos e ingenieros crece a un ritmo que el sistema educativo aún no logra acompañar. Para las empresas del sector, la retención de talento y la capacitación continua se han vuelto la prioridad número uno de la agenda corporativa.
5. La deuda pendiente: Minerales de construcción
A pesar del boom metalífero, la minería de “segunda y tercera categoría” (cal, arena y piedra) enfrenta una realidad dispar. Mientras que las arenas silíceas y la cal encuentran refugio en la demanda de Vaca Muerta y el litio, el grueso del sector aún siente el impacto de la parálisis en la obra pública civil. La expectativa está puesta en que los megaproyectos de cobre se conviertan en el gran cliente que traccione a este sector hacia la recuperación.
Conclusión para el suscriptor:
El 2026 es el año en que Argentina dejó de hablar de lo que “podría ser” para gestionar lo que “ya es”. La ejecución real en la cordillera es una noticia inmejorable para la cadena de valor energética, pero nos impone un desafío: sostener las reglas de juego y formar al talento necesario para que esta riqueza se traduzca en desarrollo permanente.
El Ministerio de Minas y Energía de Colombia publicó oficialmente el Proyecto de Resolución que convoca y define el primer mecanismo de contratación a largo plazo de energía eléctrica del año. El documento ya se encuentra en consulta pública conforme al artículo 8 de la Ley 1437 de 2011 y marca un paso clave en la planificación renovable de largo plazo del país.
La subasta será ejecutada por un operador especializado, con fecha límite de adjudicación antes del 30 de junio de 2026. Se contempla una contratación bajo el esquema “pague lo contratado”, con una duración de 15 años, a partir del 1 de enero de 2030, o 1 de enero de 2035 para uno de los productos.
El mecanismo busca facilitar la incorporación de proyectos a partir de fuentes no convencionales de energía renovable (FNCER) y contribuir al cumplimiento del artículo 296 de la Ley 1955 de 2019, que obliga a los comercializadores a destinar entre el 8% y el 10% de sus compras de energía a través de contratos con FNCER.
Se definen cuatro productos contractuales:
Cobertura de 24 horas
Energía solar entre las 06:00 y las 18:00
Dos bloques: 08:00–17:00 y 17:00–21:00
Energía entre las 18:00 y 22:00
Los proyectos habilitados para participar deberán ser nuevos, con capacidad efectiva neta mayor o igual a 5 MW, y estar inscritos en el Registro de Proyectos de Generación de la UPME. También se permitirá la participación de sistemas de almacenamiento de energía con baterías (SAEB), tanto en proyectos nuevos como existentes, con condiciones técnicas específicas según el producto al que apliquen.
El documento indica que la cantidad de energía contratada por los comercializadores mediante este mecanismo será tenida en cuenta para cumplir con el porcentaje obligatorio de compras renovables. Además, alerta que, con corte a noviembre de 2025, “la mayoría de los comercializadores del Mercado de Energía Mayorista no han logrado alcanzar el umbral del diez por ciento (10%) de fuentes renovables en su canasta”.
Sobre las experiencias previas, el proyecto de resolución recuerda que las subastas de 2019 y 2021 adjudicaron 19 proyectos con una capacidad total de 2.086,2 MW, de los cuales apenas el 17% ha entrado en operación. Con base en cifras de XM, se informa que se han incorporado 1595 MW de capacidad solar fotovoltaica, de los cuales solo 348 MW corresponden a proyectos adjudicados con compromisos contractuales.
Aunque se trata de una convocatoria anticipada desde octubre del año pasado, el proceso comienza a tomar forma concreta ahora y presenta una particularidad: se realizaría de manera simultánea con la subasta de cargo por confiabilidad. La CREG ya definió la convocatoria correspondiente al periodo 2029‑2030, cuya ejecución está programada para marzo de 2026, de acuerdo con el cronograma publicado por el administrador del sistema. Esa agenda contempla etapas de presentación de garantías, ejecución de ofertas y publicación de resultados.
Esta coincidencia genera inquietudes entre actores del mercado energético, debido a la ausencia de lineamientos técnicos sobre cómo se articularán ambos mecanismos, algo sin precedentes en el esquema regulatorio colombiano.
Tampoco se ha definido aún cuánta capacidad se licitará ni bajo qué condiciones, lo que limita la capacidad de planificación de los desarrolladores. Aunque se mantiene en fase de borrador, desde el sector advierten que la articulación será clave para garantizar certidumbre y evitar superposiciones normativas, especialmente en un momento en el que se requiere que nuevos proyectos ingresen con urgencia al sistema.
El documento también contempla reglas sobre cesión de contratos, causales de rechazo, mecanismos de garantías, criterios de desempate y una fórmula de actualización de precios basada en el PPI de EE.UU. y el IPP de Colombia, más el componente CERE según la regulación vigente.
Finalmente, se señala que será tarea de la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) establecer las reglas complementarias necesarias para implementar este esquema, incluyendo disposiciones técnicas sobre despacho, liquidación de desviaciones y participación de activos con almacenamiento.
Por el momento, el Proyecto de Resolución no ha sido publicado de manera oficial ni ha iniciado el proceso de consulta pública. Su contenido está sujeto a modificaciones, pero representa un paso clave hacia la consolidación de un marco regulatorio que permita planificar el crecimiento renovable con contratos a largo plazo.
El inicio de 2026 confirma una tendencia que desde este portal venimos anticipando: la balanza comercial energética ya no es solo un ítem en el presupuesto, sino el principal garante de la estabilidad cambiaria de la Argentina.
Mientras que las proyecciones iniciales del mercado situaban al dólar oficial en niveles mucho más altos para estas fechas, la divisa se mantiene en la zona de los $1.490, sostenida por un flujo de divisas genuinas provenientes de los sectores extractivos.
1. Vaca Muerta: El nuevo motor de reservas
A diferencia de ciclos económicos anteriores dependientes exclusivamente del agro, la estabilidad actual se apoya en una matriz industrial de base energética. El ingreso de divisas por exportaciones de gas y petróleo ha alcanzado niveles récord, permitiendo al Banco Central una acumulación constante de reservas.
La finalización de las obras de infraestructura clave (oleoductos y plantas de compresión) ha permitido que el flujo de dólares sea previsible, eliminando la estacionalidad que antes sufría la economía argentina.
2. La Minería y el RIGI como catalizadores de la estabilidad cambiaria
No es solo el shale. Los sectores de oro, plata y el consolidado litio en el NOA están aportando una oferta de dólares que compensa las tensiones de la macroeconomía. En este punto, el impacto del Régimen de Incentivos para Grandes Inversiones (RIGI) resulta fundamental.
Al ofrecer previsibilidad cambiaria y fiscal por 30 años, el régimen no solo atrae capitales para infraestructura, sino que actúa como un “ancla” de confianza. Las garantías de libre disponibilidad de divisas que ofrece el RIGI incentivan a las compañías a seguir liquidando exportaciones y financiando proyectos de largo aliento, blindando las reservas líquidas frente a la volatilidad del mercado.
3. El desafío de la competitividad operativa y su injerencia en la estabilidad cambiaria
Desde la perspectiva de los negocios, la estabilidad cambiaria plantea un reto: el atraso cambiario relativo. Con un tipo de cambio que corre por debajo de la inflación interna, los costos operativos en pesos de las empresas de servicios petroleros y mineros aumentan en términos de dólares.
Para el sector, este escenario exige una mayor eficiencia en la cadena de suministros y una gestión inteligente de los costos fijos. No obstante, la actual disponibilidad de divisas facilita el acceso al mercado de cambios para la importación de insumos críticos y maquinaria especializada, necesaria para mantener el ritmo de perforación y extracción.
Conclusión para el sector
El actual escenario de dólar estable no es un fenómeno aislado, sino el resultado de una balanza energética que finalmente ha pasado a terreno positivo. Para el operador de Vaca Muerta o el proveedor minero, el desafío de 2026 será gestionar la eficiencia de costos en un contexto de moneda fuerte, aprovechando la ventana de estabilidad para realizar inversiones de capital (CAPEX) y modernización tecnológica bajo el amparo de los beneficios fiscales vigentes.
En un solo mes, España avanzó con 485,9 MW de almacenamiento energético en distintas fases de tramitación administrativa, principalmente ambiental, según datos recopilados por EnergíaEstratégica.
La cifra corresponde a 12 proyectos distribuidos en siete Comunidades Autónomas, en su mayoría asociados a instalaciones solares fotovoltaicas existentes o planificadas.
Extremadura lidera con más de 190 MW de potencia en tramitación, seguida por Castilla y León, con cerca de 77 MW, y Andalucía, con otros 77,6 MW. Estas regiones concentran el grueso del impulso, en línea con su estrategia de consolidarse como polos clave en generación renovable y almacenamiento.
Entre los proyectos destacados se encuentra el sistema de 95 MW de la empresa Parque Solar Cáceres S.L., que se tramita para hibridar con la planta fotovoltaica FV Arenales. Le sigue el sistema de 77,6 MW de Rolwind Renovables, en Málaga, también en fase de autorización ambiental.
La totalidad de los proyectos está siendo evaluada en distintas instancias administrativas: desde la Declaración de Impacto Ambiental (DIA) hasta la Autorización Administrativa Previa (AAP). En algunos casos, ambos procesos se desarrollan en paralelo, especialmente cuando se trata de hibridaciones con plantas existentes.
Por ejemplo, Enel Green Power impulsa cuatro sistemas en Extremadura que totalizan 133,4 MW y que buscan complementarse con módulos solares ya operativos como FV Hernán Cortés y FV Apicio. En tanto, Solaria tramita en Burgos un sistema de 45,5 MW para hibridar con su parque de 140,127 MW denominado Agrupación Maira Gamma.
La tendencia a la hibridación con fotovoltaica se mantiene como una constante. Todos los proyectos informados, salvo casos puntuales— están vinculados a plantas solares, ya sea para ampliar su capacidad operativa o para mejorar su estabilidad y eficiencia mediante almacenamiento.
El caso de OPD Energy es otro ejemplo de esa dinámica, con sistemas en trámite en Barcelona y Zaragoza por un total de 57,7 MW, ambos integrados a proyectos fotovoltaicos. Lo mismo ocurre con la iniciativa de X-ELIO Energy en Valencia (63 MW) y la de Planta FV 112 SL en Valladolid (31 MW), que refuerzan el mapa de proyectos híbridos en desarrollo.
Cabe recordar que durante noviembre y diciembre España había tramitado más de 2.000 MW de renovables —principalmente eólicos y fotovoltaicos— según el análisis previo de Energía Estratégica. El avance en almacenamiento representa, por tanto, una profundización de la diversificación tecnológica en el marco de la transición energética.
Las tramitaciones en curso también reflejan el esfuerzo institucional de ciertas Comunidades Autónomas por acelerar el despliegue del almacenamiento. En particular, Galicia, Andalucía y la Comunidad Valenciana han puesto en marcha mecanismos para agilizar evaluaciones ambientales y autorizaciones administrativas, con el objetivo de facilitar la conexión de estas infraestructuras clave para la flexibilidad del sistema eléctrico.
Este movimiento creciente en torno al almacenamiento responde a las metas del PNIEC revisado, que establece un objetivo de 22 GW de almacenamiento operativo para 2030, combinando baterías, bombeo hidráulico y otras tecnologías. Los proyectos en tramitación representan un paso concreto hacia ese horizonte, aportando no solo capacidad instalada sino también resiliencia y equilibrio a la red eléctrica.
Con la creciente electrificación del consumo y la variabilidad de la generación renovable, el almacenamiento se posiciona como un componente esencial del sistema energético del futuro. Las cifras del último mes dan señales claras de que la industria comienza a responder con velocidad a las oportunidades que abre la regulación.
En este contexto de crecimiento sostenido, el sector se prepara para un evento clave: el próximo12 de febrero, Madrid acogerá el Future Energy Summit (FES) Iberia – Renewables & Storage 2026, donde se debatirá el futuro del almacenamiento, la integración renovable y el despliegue de infraestructura crítica. Participarán referentes del IDAE, del MITECO, autoridades de comunidades autónomas y CEOs de empresas como Saeta Yield, Iberdrola, EDP Renovables y otros actores estratégicos del ecosistema energético.
A mediados de noviembre de 2025, Nextracker anunció su rebranding corporativo a Nextpower™, marcando un giro estratégico que transforma a la compañía en un proveedor global de soluciones tecnológicas energéticas totalmente integradas.
“Ya no somos una compañía que solo va a vender trackers, sino que vamos a tener soluciones especiales para proyectos solares”, resaltó Gonzalo Gallardo, sales manager LATAM de Nextpower, al ser consultado sobre el tema durante una entrevista destacada en Future Energy Summit (FES) Chile.
Este cambio de nombre representa la evolución de la firma, que pasa de especializarse en sistemas de seguimiento solar a ofrecer un portafolio completo que abarca tecnologías estructurales, eléctricas y digitales para plantas de energía solar a gran escala.
Entre las nuevas líneas de negocio se incluyen combiner box, soluciones para mejorar el cableado y robótica de inspección para operación y mantenimiento, diseñadas para cubrir todo el ciclo de vida de los proyectos.
Con más de 150 GW despachados a nivel global y una posición líder durante diez años consecutivos en el mercado de seguidores solares, Nextpower ha mantenido una demanda sostenida que se refleja en sus ingresos: de 1900 millones de dólares en el año fiscal 2023 a 3400 millones en los últimos doce meses hasta septiembre de 2025.
El nuevo enfoque de la empresa no solo apunta a diversificar su catálogo, sino también a profundizar en la eficiencia constructiva como factor clave de competitividad.
“Buscamos hacerlo cada mes más eficiente, más fácil de construir, porque entendemos que cuando se logra obtener el precio idóneo para el producto, lo que aporta es terminar el proyecto lo antes posible», manifestó Gallardo.
“Para la constructora eso significa ahorros en términos de costos indirectos, por lo tanto, mejor retorno de inversión, y para el propietario final significa conectar el proyecto antes y mayores ingresos. Por ende, todas las mejoras que hemos implementado y que estamos mirando hacia el futuro apuntan a facilitar la construcción y hacer más eficiente los proyectos sin perder confiabilidad”, agregó.
Tecnologías adaptativas: el caso regional
Una de las principales innovaciones regionales es el NX Horizon-XTR, un tracker flexible desarrollado para adaptarse a la topografía del terreno y así evitar el grading, de modo que esta solución ya se ha posicionado como protagonista en Chile.
“Presentamos un tracker que sigue las pendientes naturales del sitio, lo que disminuye el riesgo constructivo y evita los cortes y rellenos en suelos complejos, así como los riesgos arqueológicos,” precisó el especialista Gallardo.
A esto se suma que las modificaciones estructurales son mínimas, lo que permite mantener las mismas características del producto original y la aceptación ha sido inmediata, a tal punto que todos los contratos de proyectos firmados por la compañía en 2025 en Chile fueron con ese producto, según confirmó el entrevistado.
Aunque Gallardo aclara que la expansión del nuevo portafolio hacia Sudamérica será anunciada oportunamente, ya hay avances concretos, a través de su fábrica de Brasil, donde trabajan para encontrar algunas soluciones más aterrizadas a LATAM.
“Uno de estos desarrollos es NX Anchor, una solución para suelos intermedios débiles, y que nos posicionará con un nivel de competitividad bastante alto en términos de CAPEX, porque se van a requerir fundaciones que no van a necesitar estar posicionadas a tanta profundidad”, indicó el sales manager LATAM.
“Además, estamos incorporando algunos productos para proyectos que requieren llegar a un target específico de potencia instalada por metro cuadrado, que es donde estamos introduciendo una nueva solución que se llama High Efficiency Drive, pudiendo instalar mayor capacidad en el mismo
círculo. El producto ya lo estamos cotizando actualmente con delivery en 2026”, concluyó.
FMO participa con USD 50 millones en una operación de USD 300 millones junto a la Corporación Financiera Internacional (IFC) y un grupo de bancos comerciales para Central Puerto, en una señal clara de que el capital internacional sigue apostando por el sector energético argentino incluso en condiciones complejas: se trata de una línea de crédito corporativa sénior, sin garantía.
La operación refuerza el posicionamiento de Central Puerto como uno de los actores clave en la generación eléctrica del país, con una cartera diversificada de 6,9 GW, que equivale al 15% de la capacidad instalada privada de Argentina.
Este respaldo financiero internacional no solo fortalece a la empresa, sino que representa una señal de confianza en el proceso de transición energética que atraviesa el país. Y desde FMO —el banco de desarrollo de los Países Bajos— destacan que su participación como prestamista B ratifica su compromiso con soluciones sostenibles y basadas en el mercado.
El financiamiento se destinará a dos grandes líneas de acción: por un lado, permitirá apoyar la renovación de la concesión de la Central Hidroeléctrica Piedra del Águila, de 1.440 MW, una planta que ha operado por más de tres décadas y que es fundamental para la estabilidad de la red argentina. En diciembre de 2025, Central Puerto se adjudicó oficialmente la licitación para continuar gestionando esta central, lo que marca un paso estratégico en su plan de largo plazo.
Por otro lado, la operación apalanca la instalación del Sistema de Almacenamiento de Energía en Baterías Nuevo Puerto, de 150 MW, que se convertirá en el mayor proyecto de almacenamiento energético a escala de servicios públicos en Argentina. Esta tecnología es clave para mejorar la flexibilidad operativa del sistema eléctrico nacional y permitir una mayor participación de fuentes renovables intermitentes, consolidando una red más moderna y resiliente.
El préstamo cobra especial relevancia en un contexto donde el financiamiento internacional para infraestructura energética no siempre es fácil de conseguir. Sin embargo, el hecho de que la operación se haya estructurado como un crédito sin garantía, en condiciones de mercado y con participación activa de bancos comerciales, muestra un creciente interés por parte de actores globales en proyectos bien estructurados del país.
«Este tipo de operaciones envían una señal de confianza y estabilidad al mercado, lo cual es esencial para atraer nuevas inversiones”, subrayan desde el equipo que estructuró el financiamiento.
En materia de sostenibilidad, FMO ha clasificado esta operación como B+, alineándose con la tipología B de la IFC. Para el sistema BESS se aplican las Normas de Desempeño 1, 2, 3 y 4, mientras que para la central hidroeléctrica se suman también las Normas 5 y 6, vinculadas a gestión ambiental y biodiversidad. Como parte del proceso de debida diligencia, se identificaron algunas deficiencias limitadas en relación con las exigencias de IFC, por lo que se acordó un Plan de Acción Ambiental y Social (PAAS) con siete acciones correctivas para mitigar cualquier impacto.
Central Puerto avanza así con una cartera que combina generación térmica, hidráulica y renovable: 4,9 GW térmicos, 1,4 GW hidroeléctricos y una plataforma renovable que alcanzará los 575 MW hacia fines de 2025.
Tras una extensa evaluación de las oportunidades y conveniencias, la Dirección de Hidrocarburos ha decidido prorrogar el cronograma del proceso licitatorio para otorgar permisos de exploración y concesiones de explotación en 17 áreas hidrocarburíferas.
Se trata de las áreas Atuel Exploración Sur, Atuel Exploración Norte, Boleadero, Calmuco, Chachahuen Norte, CN III Norte, Los Parlamentos, Puesto Pozo Cercado Occidental, Ranquil Norte, Río Atuel, Sierra Azul Sur, Zampal, Atamisqui, El Manzano, Loma Cortaderal-Cerro Doña Juana, Puesto Molina Norte y Puntilla del Huincán.
“Esta decisión la tomamos en pleno uso de las facultades que nos otorgan los decretos 1908/2025 y 2241/2025 como autoridad, con el objetivo de resguardar los intereses de la Provincia”, destacó el director de Hidrocarburos, Lucas Erio.
“Debido a la complejidad del procedimiento licitatorio, producto de su convocatoria nacional, provincial e internacional, así como de los aspectos económicos, técnicos y financieros propios de la industria, decidimos prorrogar las fechas para darles tiempo a las empresas para que puedan presentar oficialmente el interés que nos vienen manifestando por estas 17 áreas”, agregó Erio.
Áreas de explotación de Hidrocarburos
Cabe destacar que dos de las áreas incluidas ya recibieron manifestaciones concretas de interés. Hattrick Energy SAS ejecutó un Acuerdo de Evaluación Técnica (TEA) en Atuel Exploración Sur, con una inversión de USD 325.000, obteniendo derecho de preferencia en la licitación, mientras que Petroquímica Comodoro Rivadavia (PCR) presentó una iniciativa privada en Río Atuel, declarada de interés público, con una propuesta de USD 2,98 millones.
“Quienes impulsaron esas iniciativas pueden realizar la inversión inicial sobre la cual los demás oferentes podrán igualar o mejorar, manteniendo además el derecho a mejorar la oferta. Esto genera dinamismo en las inversiones, que es lo que buscamos sostener en la provincia”, concluyó el director de Hidrocarburos, Lucas Erio.
Nuevos plazos del proceso licitatorio
El proceso licitatorio se desarrolla bajo el Pliego Modelo 2025, elaborado en julio pasado, lo que permite mayor flexibilidad normativa, seguridad jurídica y estímulos concretos para captar capital. Tras la decisión de la Dirección de Hidrocarburos, el cronograma de fechas queda dispuesto de la siguiente manera:
Compra de pliego: en Dirección de Hidrocarburos hasta 11 de febrero 2026 hasta las 13 hs.
Fecha de presentación de ofertas: 11 de febrero de 2026 hasta las 13 hs.
Fecha de apertura de sobre A: 11 de febrero de 2026 a las 15 hs.
Áreas en licitación
Para este llamado, el Departamento Técnico de la Dirección de Hidrocarburos individualiza las áreas libres y de interés exploratorio, mientras que el Departamento de Geología elaboró informes técnicos con antecedentes geológicos, ubicación de pozos existentes y mapas de referencia.
Las áreas de exploración que conforman el llamado a licitación son:
Atuel Exploración Norte
Atuel Exploración Sur
Boleadero
Calmuco
Chachahuen Norte
CN III Norte
Los Parlamentos
Puesto Pozo Cercado Occidental
Ranquil Norte
Río Atuel
Sierra Azul Sur
Zampal
Por su parte, las áreas de explotación son:
Atamisqui
El Manzano
Loma Cortaderal-Cerro Doña Juana
Puesto Molina Norte
Puntilla del Huincán.
Información disponible
Los interesados podrán solicitar toda la información técnica y legal del proceso licitatorio a través de los correos oficiales:
Con estas acciones, Mendoza continúa consolidando una política energética competitiva que trabaja con el sector privado orientada a generar empleo, diversificar la matriz productiva y fortalecer la presencia de la provincia en el escenario energético nacional e internacional.
En el cuarto trimestre de 2025, el Grupo Nordex obtuvo 3.552 MW de pedidos en el segmento de Proyectos (excluyendo el negocio de servicios), creciendo alrededor del 9,2 por ciento en comparación con la cifra del año anterior (4T/2024: 3.253 MW).
Para todo el año 2025, esto totaliza 10.214 MW, aumentando un 22,5 por ciento en comparación con los 8.336 MW del año anterior. El precio promedio de venta en euros por megavatio de capacidad (ASP) se mantuvo generalmente estable en el 4T/2025 en 0,89 millones de EUR/MW (año fiscal 2025: 0,91 millones de EUR/MW) en comparación con los 0,89 millones de EUR/MW en el mismo período del año anterior (año fiscal 2024: 0,90 millones de EUR/MW).
El ligero aumento en el ASP anual se debe principalmente al alcance del proyecto y los efectos de la combinación regional.
Entre octubre y diciembre de 2025, los clientes pidieron un total de 577 turbinas eólicas para proyectos en 12 países, la mayoría de los cuales procedían de Alemania, Canadá y Francia.
«Tras un año de gran volumen de pedidos en 2024, mantuvimos este sólido impulso en 2025, lo que subraya la solidez de nuestra cartera de productos y nuestras relaciones con los clientes. La mayoría de nuestros pedidos provinieron de nuestros principales mercados europeos y de Canadá, donde Nordex mantiene una sólida posición. Este éxito se ha traducido en una sólida cartera de pedidos al cierre del año, lo que sienta las bases para el futuro», afirmó José LuisBlanco, CEO del Grupo Nordex.
Acerca del Grupo Nordex
El Grupo ha instalado alrededor de 57 GW de capacidad eólica en más de 40 mercados a lo largo de su historia corporativa y generó unas ventas consolidadas de aproximadamente 7.300 millones de euros en 2024.
Actualmente, la empresa cuenta con más de 10.400 empleados y una red de producción que incluye fábricas en Alemania, España, Brasil, India y Estados Unidos. Su cartera de productos se centra en turbinas terrestres de entre 4 y 7 MW+, diseñadas para satisfacer las necesidades del mercado en países con espacio disponible limitado y regiones con capacidad de red limitada.
En el marco del Congreso Anual de APPA Renovables, los directivos de Acciona Energía, ENGIE, Saeta Yield y FE Energy coincidieron en dos prioridades claras para el 2026: acelerar el crecimiento de la demanda eléctrica y avanzar hacia un marco regulatorio más definido para el almacenamiento. Advirtieron que, si bien España cuenta con recurso, tecnología e inversión, es clave que esa capacidad se traduzca en consumo efectivo y estructural..
Según Red Eléctrica Española (REE), la demanda de energía eléctrica en España aumentó un 2,7 % durante 2025, alcanzando 255.759 GWh. Solo en diciembre, el consumo fue de 22.582 GWh, un 2,6 % más que el mismo mes del año anterior —un 4,2 % más si se excluyen los efectos de temperatura y calendario laboral—.
Además, REE estima un impacto del autoconsumo cercano al 3 % en el total mensual. El sector ve en esta tendencia una señal alentadora, aunque aún incipiente, que debe consolidarse con políticas que impulsen una electrificación más profunda y estable.
“Necesitamos demanda en vena. La generación renovable está, pero falta acompañarla con consumo sostenido y estructural”, expresó Álvaro Pérez de Lema, CEO de Saeta Yield, al remarcar que el sistema está bien posicionado desde el punto de vista técnico, pero requiere una base de demanda sólida que garantice su sostenibilidad económica. Subrayó además que el almacenamiento será clave para acompañar ese proceso.
En la misma línea, Arantza Ezpeleta, CEO de Acciona Energía, planteó que la electrificación debe ser el corazón de la estrategia energética: “Contamos con recurso y con la tecnología. El reto es lograr que la energía renovable no sólo se produzca, sino que se consuma dentro del sistema productivo”, afirmó.
Desde ENGIE España, su responsable de Regulación y Estrategia, Daniel Fernández Alonso, propuso revisar ciertas señales del mercado que, sin necesidad de reformas estructurales, podrían incentivar un mayor uso de electricidad en sectores industriales. “España ha avanzado en la consolidación del sistema renovable, y ahora debe acompañarlo con incentivos al consumo eléctrico eficiente y competitivo”, señaló.
Los ponentes coincidieron también en que el almacenamiento energético será esencial para la flexibilidad del sistema, en un contexto donde la generación solar y eólica continúa creciendo. Con más de 40 GW de proyectos de almacenamiento presentados, frente a los 13 GW previstos en el PNIEC, el sector espera definiciones concretas sobre planificación, acceso a red y esquemas de retribución que permitan movilizar esa capacidad.
Por su parte, Alberto García Feijóo, CEO de FE Energy, destacó la necesidad de asegurar que la expansión renovable vaya de la mano con una demanda sólida, contratos estables y visibilidad a largo plazo. “La capacidad instalada crece, y eso es positivo. Pero también necesitamos garantizar que haya consumo que lo respalde”, enfatizó.
Los líderes del sector coincidieron en que España está en el camino correcto, pero que los próximos dos años serán clave para consolidar un modelo energético equilibrado. Aumentar la electrificación, mejorar la regulación del almacenamiento y asegurar condiciones económicas para atraer inversión serán puntos centrales para cumplir los objetivos al 2030.
Álvaro Pérez de Lema, junto a otros CEOs y ejecutivos del sector como Rocío Sicre, Country Manager de España, ya están confirmados como ponente en la próxima edición de FES Iberia, que se celebrará el próximo 12 de febrero, donde se continuará el debate sobre el futuro energético del país.
El último informe de la Secretaría de Minería de la Nación confirma que el sector no solo es un motor de divisas, sino el pilar del empleo privado formal en las provincias cordilleranas. Con un crecimiento sostenido en la cantidad de puestos de trabajo, la minería argentina alcanzó en el inicio de 2026 niveles históricos de empleabilidad, destacándose por ofrecer salarios que duplican la media nacional.
1. Los números del impacto laboral
La minería ya supera los 40.000 puestos de trabajo directos, pero el dato verdaderamente relevante para el ecosistema de negocios es el efecto multiplicador: se estima que por cada empleo directo se generan entre 3 y 5 empleos indirectos en la cadena de proveedores.
Salarios: Los salarios del sector minero se mantienen en el podio de los mejores pagos de la economía argentina, compitiendo cabeza a cabeza con el sector de Oil & Gas en Vaca Muerta.
Federalismo real: Santa Cruz, San Juan, Salta, Jujuy y Catamarca concentran el 80% del empleo minero, logrando revertir la migración interna hacia los grandes centros urbanos.
2. El desafío del talento calificado
Para los suscriptores de Runrún, el crecimiento del empleo trae aparejado un desafío logístico: la escasez de mano de obra calificada. La demanda de ingenieros de minas, geólogos, técnicos químicos y especialistas en mantenimiento de maquinaria pesada supera la oferta académica actual. Esto ha forzado a las operadoras a:
Invertir en capacitación propia: Programas de formación acelerada para comunidades locales.
Tecnificación: El uso de tecnología remota y automatización está creando nuevos perfiles de “mineros digitales” que operan desde centros de control en las ciudades.
3. El RIGI como garante de nuevos puestos
Como venimos analizando, el marco del RIGI es el gran acelerador. Los megaproyectos de cobre en San Juan (como Josemaría o El Pachón) y las nuevas plantas de litio que entran en fase de producción este año, requieren picos de hasta 5.000 trabajadores por proyecto solo en la etapa de construcción. La estabilidad que ofrece este régimen permite que las empresas planifiquen contrataciones de largo plazo (20 a 30 años), transformando empleos temporales de obra en carreras profesionales estables.
4. Inclusión y Proveedores Locales
Un dato que no pasa inadvertido es el crecimiento de la participación femenina en la minería, que ya ronda el 16% en puestos operativos y de toma de decisiones. Asimismo, el impulso a la Ley de Compre Local en provincias como San Juan y Catamarca garantiza que las pymes locales —muchas de las cuales forman parte de nuestro ecosistema— sean las principales empleadoras en sus regiones.
Análisis para el suscriptor:
Para el proveedor de servicios energéticos, este escenario es una oportunidad dorada. La necesidad de las mineras de retener talento implica que los contratistas de servicios (comedor, transporte, mantenimiento, EPP) deben elevar sus propios estándares de calidad y seguridad para estar a la altura de la demanda de las operadoras internacionales.
La expansión de la producción hidrocarburífera en Vaca Muerta comenzó a reflejarse con fuerza en la actividad portuaria de la provincia de Buenos Aires. El transporte de crudo, combustibles y cargas asociadas al sector energético explicó gran parte del aumento en toneladas, buques y movimiento logístico.
El crecimiento sostenido de Vaca Muerta ya no se limita al interior del país y empieza a redefinir el mapa logístico nacional. Entre enero y septiembre de 2025, los puertos públicos de la provincia de Buenos Aires movilizaron 41,9 millones de toneladas, lo que representó un incremento interanual del 10,1%, impulsado principalmente por el avance del sector energético.
Según datos oficiales del Monitor Portuario bonaerense, el transporte y la exportación de petróleo crudo, combustibles líquidos y gases provenientes de la cuenca neuquina fueron determinantes en el salto registrado por el sistema portuario provincial. La logística marítima se consolidó así como un eslabón clave para acompañar el aumento de la producción hidrocarburífera y la salida al mercado externo.
El informe, elaborado por la Subsecretaría de Asuntos Portuarios, remarcó que casi la mitad de la carga movilizada durante el período estuvo vinculada directamente al complejo energético. En particular, el petróleo crudo y los combustibles explicaron el 48% del total de toneladas operadas, muy por encima de otros rubros tradicionales.
Coronel Rosales, epicentro del corredor energético
Dentro del esquema portuario bonaerense, el puerto de Coronel Rosales emergió como uno de los grandes protagonistas del año. Las inversiones realizadas en infraestructura y capacidad de almacenamiento fortalecieron su perfil como terminal especializada en cargas energéticas y lo posicionaron como una pieza central del corredor que conecta Vaca Muerta con los mercados de exportación.
Durante los primeros nueve meses de 2025, el movimiento de petróleo crudo en esta terminal creció un 70,6% interanual y alcanzó cerca de 5 millones de toneladas. La ampliación de la capacidad operativa, que se incrementó en casi un 20%, permitió absorber la mayor demanda logística generada por el desarrollo no convencional.
El desempeño de Coronel Rosales explicó una porción significativa del crecimiento agregado del sistema portuario provincial y confirmó el cambio estructural que atraviesa la actividad marítima, cada vez más asociada al sector energético.
Más carga, más buques y mayor circulación
El impacto del petróleo y los combustibles no se reflejó solo en el volumen transportado. El mayor flujo de hidrocarburos traccionó un aumento en la cantidad de buques operados, en la circulación de camiones y en la demanda de servicios logísticos vinculados a la actividad portuaria.
De acuerdo al relevamiento oficial, el movimiento de buques creció 12,9% interanual, mientras que la circulación de camiones aumentó un 24,5% en el período analizado. En paralelo, el segmento de contenedores registró un salto destacado: se movilizaron 395.419 unidades, un 77,4% más que en igual período de 2024, con el puerto de Dock Sud concentrando la mayor parte de la operatoria.
Además del complejo energético y los contenedores, los puertos bonaerenses movilizaron cereales y oleaginosas (36% del total), así como fertilizantes, productos químicos, arenas y cargas vinculadas a la pesca.
Un crecimiento desigual
Si bien el balance general del sistema fue positivo, el informe advirtió que la dinámica no fue homogénea en toda la provincia. Algunos puertos asociados a otras actividades productivas, como Mar del Plata, mostraron retrocesos en su operatoria, lo que confirma que el impulso energético explica gran parte del crecimiento global.
En ese contexto, la provincia de Buenos Aires aparece cada vez más integrada a la cadena de valor de Vaca Muerta, no solo como territorio de tránsito, sino como plataforma logística estratégica para sostener el salto productivo y exportador del principal yacimiento no convencional del país.
El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, visitó las instalaciones de Y-TEC, donde se interiorizó sobre el desarrollo de Y-FRED, un polímero de diseño creado especialmente para las operaciones de estimulación hidráulica en Vaca Muerta.
La recorrida se realizó junto al vicepresidente de Nuevas Energías de YPF, Andrés Scarone, y contó con la recepción del gerente general de Y-TEC, Nicolás Federico Kerst, quien presentó los avances del equipo técnico y científico del instituto.
Vaca Muerta
Durante la visita, las autoridades conocieron en detalle las características técnicas de Y-FRED, un polímero diseñado específicamente para responder a las condiciones geológicas y operativas de Vaca Muerta, uno de los principales desarrollos shale a nivel mundial.
Según se explicó, se trata de una solución desarrollada a medida para las operaciones de fractura hidráulica, que combina eficiencia técnica con competitividad económica, dos factores clave para sostener el crecimiento de la producción no convencional en la cuenca neuquina.
El diseño molecular del polímero permite mejorar el desempeño en las operaciones de estimulación, optimizando el comportamiento del fluido y reduciendo los costos asociados al proceso, un aspecto estratégico en un contexto de creciente competencia internacional entre plays shale.
Pruebas de Y-TEC
Ensayos de laboratorio realizados por Y-TEC ya muestran mejoras significativas en comparación con productos comerciales actualmente disponibles en el mercado, lo que abre la posibilidad de sustituir insumos importados por desarrollos tecnológicos nacionales.
Desde la conducción de YPF destacaron que hacer más competitiva a Vaca Muerta no solo depende de la escala de inversión o de la infraestructura, sino también de la capacidad de desarrollar soluciones propias alineadas con las necesidades reales de la operación.
En ese sentido, el desarrollo de Y-FRED se inscribe en una estrategia más amplia de innovación aplicada, que busca integrar conocimiento científico, ingeniería y experiencia operativa para generar ventajas competitivas sostenibles.
La iniciativa refuerza el rol de Y-TEC como brazo tecnológico de YPF, orientado a la investigación, el desarrollo y la transferencia de tecnología al sistema productivo energético argentino.
La innovación, clave
Para la compañía, la innovación en insumos críticos como los utilizados en la estimulación hidráulica resulta clave para mejorar la productividad por pozo, reducir tiempos operativos y optimizar costos en un contexto de expansión acelerada del shale.
El avance también pone en valor el talento de los equipos técnicos y científicos locales, que trabajan en soluciones de clase mundial con impacto directo en la operación diaria de los yacimientos.
Desde YPF remarcaron que el desarrollo de tecnologías propias permite no solo ganar eficiencia, sino también fortalecer la soberanía tecnológica y reducir la dependencia de proveedores externos en áreas estratégicas.
La visita de Marín y Scarone a Y-TEC se enmarca en una agenda orientada a consolidar a YPF como una empresa integrada de energía, con capacidad de competir a nivel global y liderar la transformación del sector energético argentino.
Con proyectos como Y-FRED, la compañía apuesta a profundizar la innovación como uno de los pilares para sostener el crecimiento de Vaca Muerta, mejorar la rentabilidad de las operaciones y posicionar a la Argentina como un actor relevante en el desarrollo de tecnologías aplicadas al shale.
El negocio downstream de la región sumó un movimiento de alto impacto con la firma de un acuerdo estratégico entre Destilería Argentina de Petróleo (DAPSA) y la petrolera estadounidense Chevron.
El convenio apunta a expandir la red de estaciones de servicio de la compañía argentina más allá de las fronteras nacionales y a consolidar una plataforma regional de comercialización de combustibles y lubricantes.
Dapsa, controlada por el holding Sociedad Comercial del Plata, busca internacionalizar su modelo de negocios replicando su esquema operativo en otros países de la región, apoyada en la provisión de productos de Chevron y en una estrategia conjunta de logística y abastecimiento.
Según detallaron desde la empresa, el acuerdo no se limita a la compraventa de combustibles y lubricantes, sino que establece un marco de cooperación más amplio.
Esto incluye la evaluación de nuevas áreas de integración y la optimización de la cadena logística, un factor clave para competir en mercados regionales.
En la Argentina, Chevron cuenta con activos estratégicos de primer orden. Es socia de YPF en partes iguales en Loma Campana, el yacimiento de mayor producción de petróleo del país.
Además opera el área El Trapial Este en Vaca Muerta, donde viene incrementando de manera sostenida su producción.
Que representa este acuerdo para Dapsa
Para Dapsa, con más de 50 años de trayectoria en el sector, este acuerdo representa la puerta de entrada a una nueva etapa de crecimiento. Desde la compañía explicaron que la estrategia consiste en fortalecer su modelo local y proyectarlo a escala regional.
La propuesta de valor se apoya en la comercialización de combustibles de alta calidad y en condiciones comerciales competitivas. Esto con el objetivo de ganar participación en mercados limítrofes y aprovechar las sinergias que ofrece esta alianza.
La operación de Dapsa
El músculo operativo de Dapsa en el mercado argentino es uno de los pilares de esta expansión. La empresa opera actualmente unas 200 estaciones de servicio en todo el país y posee una infraestructura clave para el abastecimiento: una terminal portuaria propia en Dock Sud.
Esta terminal cuenta con una capacidad de almacenamiento superior a los 140.000 metros cúbicos y está conectada mediante oleoductos con las principales refinerías del país, lo que le permite a la compañía una gestión eficiente del suministro. Y también la dota de una posición estratégica dentro del sistema energético nacional.
Dapsa también tiene una participación relevante en el mercado de lubricantes. La compañía concentra alrededor del 10% de la producción local de lubricantes y domina cerca del 60% del segmento de grasas lubricantes.
Estos son activos que ahora buscará proyectar con mayor fuerza en el exterior bajo el paraguas del acuerdo con Chevron.
Pese a la ambición regional, desde la empresa aclararon que Dapsa continuará comercializando productos de origen local en la Argentina, garantizando la continuidad de su oferta actual en las estaciones de servicio del país. Mientras avanza el proceso de integración con la marca estadounidense.
Uno de los aspectos que genera mayor expectativa es la posible unificación de la identidad visual de la red. Desde la compañía indicaron que se evalúa un rebranding regional, que permitiría operar bajo una misma bandera en todos los países donde se concrete la expansión.
Este eventual cambio de imagen buscaría reforzar el posicionamiento de la red, dotarla de mayor reconocimiento regional y acompañar la estrategia de crecimiento conjunto con Chevron en nuevos mercados.
Si bien los detalles técnicos finales del acuerdo permanecen bajo confidencialidad, desde Dapsa destacaron que ya se encuentran trabajando activamente en la identificación de socios estratégicos regionales y en la planificación de las primeras etapas de la expansión.
Con esta alianza, Dapsa y Chevron apuntan a consolidar una plataforma regional de downstream, combinando escala, logística y marca, en un contexto donde la competencia por los mercados de combustibles y lubricantes en América Latina se vuelve cada vez más intensa.
YPF busca ampliar la serie Clase XXXIV con vencimiento en 2034. El fondeo busca respaldar los planes de largo plazo para exportador crudo y el desarrollo del proyecto de GNL.
YPF puso en marcha una nueva etapa de su estrategia financiera para este 2026. La compañía reabrió la licitación de las Obligaciones Negociables (ON) Clase XXXIV, un instrumento clave emitido bajo la legislación de Nueva York. Con esta maniobra, busca captar un flujo de divisas frescas que se situará entre los 300 y 500 millones de dólares adicionales.
Esta búsqueda de financiamiento en los mercados internacionales no es casual: va en línea directa con la ambiciosa hoja de ruta de la compañía, que tiene como eje central la generación de divisas. El fondeo obtenido permitirá dar soporte a los planes exportadores de la petrolera, con especial proyectos como Vaca Muerta Sur (VMOS).
Asimismo, la solidez financiera que busca la empresa con esta operación de hasta 500 millones de dólares es fundamental para los compromisos de inversión de largo plazo asociados al Gas Natural Licuado (GNL).
La colocación actual representa una ampliación de un título lanzado originalmente en enero de 2025. De completarse con éxito, el monto total en circulación de este bono con vencimiento en 2034 se ubicará entre los 1.400 y 1.600 millones de dólares, lo que garantiza una mayor liquidez en los mercados internacionales y una referencia de precio sólida para el crédito corporativo argentino.
Las tasas y rendimientos
En cuanto a las condiciones, las obligaciones negociables devengan una tasa fija del 8,25% anual, aunque la licitación actual apunta a convalidar una tasa de rendimiento del 8%. El esquema de amortización está diseñado para no asfixiar la caja en el corto plazo: el capital se devolverá en tres cuotas anuales (30% en 2032, 30% en 2033 y el 40% final en 2034).
El proceso de recepción de ofertas estará abierto hasta este miércoles 21 de enero a las 13 horas. Los inversores podrán participar a través de entidades como Santander, Galicia, Balanz, Macro, Cucchiara, CMF y Allaria, entre otros bancos y ALyCs habilitados.
La operación se realiza bajo el régimen de Emisor Frecuente de la CNV y normas internacionales como la Rule 144A, facilitando el ingreso de capitales extranjeros.
Argentina da un paso significativo hacia la movilidad del futuro con la llegada del BYD CHANGZHOU, el buque de última generación de BYD diseñado específicamente para el transporte de vehículos de nueva energía. Este arribo a Terminal Zárate -el puerto especializado en industria automotriz de Argentina- no solo marca el ingreso de nuevos modelos al país, sino que simboliza la escala industrial, la innovación tecnológica y el compromiso de largo plazo de la compañía con el desarrollo de la electromovilidad en el mercado local.
El BYD CHANGZHOU es un pilar fundamental en la estrategia de logística propia de la empresa. Se trata de una embarcación de transporte Roll-on/Roll-off de automóviles, propiedad directa de BYD, diseñada específicamente para acelerar su alcance global y reducir el impacto ambiental del transporte marítimo.
Este acontecimiento no solo representa un avance operativo clave, sino que reafirma el compromiso de BYD por consolidar su presencia en todo el territorio nacional, llevando la electromovilidad a cada rincón de la Argentina y permitiendo a la compañía operar con mayor eficiencia y previsibilidad logística.
Stephen Deng, Country Manager de BYD Argentina, afirmó: “La llegada del BYD CHANGZHOU a la Argentina es mucho más que un arribo logístico: es una señal concreta del compromiso de BYD con el desarrollo de la movilidad del futuro en el país.Contar con una flota propia de última generación nos permite operar con escala, eficiencia y menores emisiones, acompañando el crecimiento sostenido del mercado argentino de vehículos de nueva energía”.
“Este hito refleja una visión de largo plazo en Argentina: invertir, ampliar de manera sostenida nuestra red de concesionarios en todo el territorio nacional y poner a disposición del mercado local tecnología de vanguardia, respaldada por una infraestructura sólida y una propuesta integral que acompaña a los clientes en cada etapa de la adopción de nuevas energías”.
Tras posicionarse como la marca número uno en ventas de vehículos 100 % eléctricos en Argentina durante 2025, alcanzando el liderazgo en tiempo récord, BYD refuerza su presencia en el país con la llegada de más de 5.000 nuevas unidades que ingresarán al mercado local gracias a la llegada de este embarque.
Como parte del avance concreto de su operación en el país, BYD Argentina anuncia el inicio de la preventa del BYD ATTO 2 DM-i. Los clientes podrán asegurar este SUV urbano híbrido enchufable, que redefine los estándares de eficiencia energética en su segmento gracias a la tecnología DM-i, una de las más avanzadas del mercado.
En este contexto, la compañía define su plan de largo plazo para 2026, ampliando su oferta de productos y acompañando activamente la transición del mercado argentino hacia una movilidad de futuro, mediante la incorporación de nuevos modelos en distintos segmentos. Este desarrollo estará respaldado por el fortalecimiento continuo de la red de concesionarios, con el objetivo de garantizar una cobertura nacional sólida y una experiencia de venta y posventa de excelencia.
Con la llegada del BYD CHANGZHOU al país, la compañía reafirma su compromiso de largo plazo con Argentina, asegurando la disponibilidad de su gama tecnológica y consolidando su rol como un actor clave en el desarrollo de la movilidad eléctrica, impulsando la transformación del transporte local a través de la innovación, la escala industrial y una visión de futuro.
Sobre el barco BYD CHANGZHOU
El BYD CHANGZHOU fue construido conforme a los más altos estándares internacionales. Cuenta con una eslora de 199,9 metros y una capacidad de hasta 7.000 vehículos, y está equipado con un avanzado sistema de propulsión de doble combustible LNG.
Esta tecnología, eficiente y respetuosa con el medio ambiente, permite reducir significativamente las emisiones de carbono durante el transporte marítimo y refleja el compromiso de BYD con el desarrollo sostenible a través de acciones concretas.
El diseño y la ingeniería del buque evidencian el alto nivel de la industria manufacturera china y le otorgan la flexibilidad necesaria para operar en diversas rutas marítimas, brindando un sólido respaldo a la expansión global de BYD.
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Acerca de BYD
BYD es una empresa global de alta tecnología dedicada a impulsar innovaciones tecnológicas para una vida mejor. Fundada en 1994 como fabricante de baterías recargables, BYD cuenta actualmente con un amplio espectro de negocios que abarca automóviles, transporte ferroviario, nuevas energías y electrónica, con más de 30 parques industriales en todo el mundo.
Desde la generación y el almacenamiento de energía hasta sus aplicaciones, BYD se dedica a proporcionar soluciones energéticas de cero emisiones que reducen la dependencia global de los combustibles fósiles.
Su presencia en vehículos de nuevas energías abarca 6 continentes y más de 100 países y regiones. Cotizada en las Bolsas de Valores de Hong Kong y Shenzhen, la compañía es reconocida como una empresa de Fortune Global 500 que aporta innovaciones para un mundo más verde. Para más información, visite esta página https://www.byd.com/ar
Acerca de BYD Auto
Fundada en 2003, BYD Auto es la filial automotriz de BYD, una empresa multinacional de alta tecnología dedicada a impulsar las innovaciones tecnológicas para una vida mejor.
Con el objetivo de acelerar la transición ecológica del sector del transporte global, BYD Auto se centra en el desarrollo de vehículos eléctricos puros e híbridos enchufables. La compañía domina las tecnologías clave de toda la cadena industrial de vehículos de nuevas energías, como baterías, motores eléctricos y controladores electrónicos.
En los últimos años, ha sido testigo de importantes avances tecnológicos, como la batería Blade, la tecnología DM-i Super Hybrid, la e-Platform 3.0 Evo, la tecnología CTB, la plataforma e⁴, el sistema de control de carrocería inteligente DiSus, la plataforma todoterreno super híbrida DMO y la Super e-Platform.
La compañía es el primer fabricante de automóviles del mundo en abandonar la producción de vehículos de combustibles fósiles para adoptar los vehículos eléctricos y se ha mantenido a la cabeza de las ventas de vehículos de pasajeros de nuevas energías en China durante 10 años consecutivos. Para más información visite esta página https://www.byd.com/ar
El gobierno convocó, a través del decreto 24/2026, a Sesiones Extraordinarias al Congreso de la Nación, desde el 2 hasta el 27 de febrero de 2026. En un anexo se hace referencia a los temas que habrán de tratarse en tales sesiones:
Proyecto de Ley de adecuación del Régimen de Presupuestos Mínimos para la Preservación de los Glaciares y del Ambiente Periglacial – Ley 26.639.
Proyecto de Ley de Modernización Laboral.
Proyecto de Ley por el que se aprueba el Acuerdo de Libre Comercio entre el MERCOSUR y la UNIÓN EUROPEA (UE) a ser enviado por el Poder Ejecutivo Nacional.
Consideración del Acuerdo para designar Embajador Extraordinario y Plenipotenciario a Fernando Adolfo IGLESIAS, a ser enviado por el Poder Ejecutivo Nacional.
El gobierno de Mendoza informó que “la Dirección de Hidrocarburos decidió prorrogar el cronograma del proceso licitatorio para otorgar permisos de exploración y concesiones de explotación en las 17 áreas hidrocarburíferas de la provincia”. La nueva fecha límite para presentar ofertas es el miércoles 11 de febrero.
Se trata de las áreas Atuel Exploración Sur, Atuel Exploración Norte, Boleadero, Calmuco, Chachahuen Norte, CN III Norte, Los Parlamentos, Puesto Pozo Cercado Occidental, Ranquil Norte, Río Atuel, Sierra Azul Sur, Zampal, Atamisqui, El Manzano, Loma Cortaderal-Cerro Doña Juana, Puesto Molina Norte y Puntilla del Huincán.
El director de Hidrocarburos, Lucas Erio, explicó que “esta decisión la tomamos en pleno uso de las facultades que nos otorgan los decretos 1908/2025 y 2241/2025 como autoridad, con el objetivo de resguardar los intereses de la Provincia”.
“Debido a la complejidad del procedimiento licitatorio, producto de su convocatoria nacional, provincial e internacional, así como de los aspectos económicos, técnicos y financieros propios de la industria, decidimos prorrogar las fechas para darles tiempo a las empresas para que puedan presentar oficialmente el interés que nos vienen manifestando por estas 17 áreas”, agregó Erio.
Al respecto se destacó que “dos de las áreas incluidas ya recibieron manifestaciones concretas de interés: Hattrick Energy SAS ejecutó un Acuerdo de Evaluación Técnica (TEA) en Atuel Exploración Sur, con una inversión de U$S 325.000, obteniendo derecho de preferencia en la licitación, mientras que Petroquímica Comodoro Rivadavia (PCR) presentó una iniciativa privada en Río Atuel, declarada de interés público, con una propuesta de U$S 2,98 millones.
“Quienes impulsaron esas iniciativas pueden realizar la inversión inicial sobre la cual los demás oferentes podrán igualar o mejorar, manteniendo además el derecho a mejorar la oferta. Esto genera dinamismo en las inversiones, que es lo que buscamos sostener en la provincia”, concluyó el director de Hidrocarburos mendocino.
Nuevos plazos del proceso licitatorio
El proceso licitatorio se desarrolla bajo el Pliego Modelo 2025, elaborado en julio pasado, lo que permite mayor flexibilidad normativa, seguridad jurídica y estímulos concretos para captar capital. Tras la decisión de la Dirección de Hidrocarburos, el cronograma de fechas quedó dispuesto de la siguiente manera:
Compra de pliego: en la Dirección de Hidrocarburos hasta 11 de febrero 2026 hasta las 13 horas. Fecha de presentación de ofertas: 11 de febrero de 2026 hasta las 13 horas. Fecha de apertura de sobre A: 11 de febrero de 2026 a las 15 horas.
Áreas en licitación Para este llamado, el Departamento Técnico de la Dirección de Hidrocarburos individualiza las áreas libres y de interés exploratorio, mientras que el Departamento de Geología elaboró informes técnicos con antecedentes geológicos, ubicación de pozos existentes y mapas de referencia.
Las áreas de exploración que conforman el llamado a licitación son:
Atuel Exploración Norte, Atuel Exploración Sur, Boleadero, Calmuco, Chachahuen Norte, CN III Norte, Los Parlamentos, Puesto Pozo Cercado Occidental, Ranquil Norte, Río Atuel, Sierra Azul Sur, Zampal.
Por su parte, las áreas de explotación son:
Atamisqui, El Manzano, Loma Cortaderal-Cerro Doña Juana, Puesto Molina Norte, Puntilla del Huincán.
“Mendoza continúa consolidando una política energética que trabaja con el sector privado orientada a generar empleo, diversificar la matriz productiva y fortalecer la presencia de la provincia en el escenario energético nacional e internacional”, se indicó.
Los interesados podrán solicitar toda la información técnica y legal del proceso licitatorio a través de los correos oficiales: direcciondehidrocarburos@mendoza.gov.ar y licitacionhidrocarburos@mendoza.gov.ar
Tras una extensa evaluación de las oportunidades y conveniencias, la Dirección de Hidrocarburos ha decidido prorrogar el cronograma del proceso licitatorio para otorgar permisos de exploración y concesiones de explotación en 17 áreas hidrocarburíferas.
Se trata de las áreas Atuel Exploración Sur, Atuel Exploración Norte, Boleadero, Calmuco, Chachahuen Norte, CN III Norte, Los Parlamentos, Puesto Pozo Cercado Occidental, Ranquil Norte, Río Atuel, Sierra Azul Sur, Zampal, Atamisqui, El Manzano, Loma Cortaderal-Cerro Doña Juana, Puesto Molina Norte y Puntilla del Huincán.
“Esta decisión la tomamos en pleno uso de las facultades que nos otorgan los decretos 1908/2025 y 2241/2025 como autoridad, con el objetivo de resguardar los intereses de la Provincia”, destacó el director de Hidrocarburos, Lucas Erio.
“Debido a la complejidad del procedimiento licitatorio, producto de su convocatoria nacional, provincial e internacional, así como de los aspectos económicos, técnicos y financieros propios de la industria, decidimos prorrogar las fechas para darles tiempo a las empresas para que puedan presentar oficialmente el interés que nos vienen manifestando por estas 17 áreas”, agregó Erio.
Cabe destacar que dos de las áreas incluidas ya recibieron manifestaciones concretas de interés. Hattrick Energy SAS ejecutó un Acuerdo de Evaluación Técnica (TEA) en Atuel Exploración Sur, con una inversión de USD 325.000, obteniendo derecho de preferencia en la licitación, mientras que Petroquímica Comodoro Rivadavia (PCR) presentó una iniciativa privada en Río Atuel, declarada de interés público, con una propuesta de USD 2,98 millones.
“Quienes impulsaron esas iniciativas pueden realizar la inversión inicial sobre la cual los demás oferentes podrán igualar o mejorar, manteniendo además el derecho a mejorar la oferta. Esto genera dinamismo en las inversiones, que es lo que buscamos sostener en la provincia”, concluyó el director de Hidrocarburos, Lucas Erio.
Nuevos plazos del proceso licitatorio
El proceso licitatorio se desarrolla bajo el Pliego Modelo 2025, elaborado en julio pasado, lo que permite mayor flexibilidad normativa, seguridad jurídica y estímulos concretos para captar capital. Tras la decisión de la Dirección de Hidrocarburos, el cronograma de fechas queda dispuesto de la siguiente manera:
Compra de pliego: en Dirección de Hidrocarburos hasta 11 de febrero 2026 hasta las 13 hs.
Fecha de presentación de ofertas: 11 de febrero de 2026 hasta las 13 hs.
Fecha de apertura de sobre A: 11 de febrero de 2026 a las 15 hs.
Áreas en licitación
Para este llamado, el Departamento Técnico de la Dirección de Hidrocarburos individualiza las áreas libres y de interés exploratorio, mientras que el Departamento de Geología elaboró informes técnicos con antecedentes geológicos, ubicación de pozos existentes y mapas de referencia.
Las áreas de exploración que conforman el llamado a licitación son:
Atuel Exploración Norte
Atuel Exploración Sur
Boleadero
Calmuco
Chachahuen Norte
CN III Norte
Los Parlamentos
Puesto Pozo Cercado Occidental
Ranquil Norte
Río Atuel
Sierra Azul Sur
Zampal
Por su parte, las áreas de explotación son:
Atamisqui
El Manzano
Loma Cortaderal-Cerro Doña Juana
Puesto Molina Norte
Puntilla del Huincán.
Información disponible
Los interesados podrán solicitar toda la información técnica y legal del proceso licitatorio a través de los correos oficiales:
Con estas acciones, Mendoza continúa consolidando una política energética competitiva que trabaja con el sector privado orientada a generar empleo, diversificar la matriz productiva y fortalecer la presencia de la provincia en el escenario energético nacional e internacional.
El Gobierno de Río Negro, a través de la Secretaría de Energía y Ambiente, convoca al Concurso Público Nacional e Internacional para concesiones de explotación y eventual exploración complementaria de hidrocarburos convencionales en las áreas Medianera, Rinconada–Puesto Morales y Las Bases.
La convocatoria busca reimpulsar la actividad en áreas hidrocarburíferas maduras de la provincia, promoviendo inversión, continuidad operativa, incremento de producción y empleo, bajo un proceso competitivo y transparente, con acceso a información técnica y reglas definidas en el pliego.
Medianera se ubica a pocos kilómetros de Catriel, tiene 54 km² y registra 122 pozos perforados, con una alta proporción de pozos inactivos, por lo que sus principales oportunidades se vinculan a la continuidad operativa, la reactivación/puesta en marcha y mejoras en recuperación, incluyendo la revisión de esquemas de inyección.
La concesión Rinconada–Puesto Morales está compuesta por dos sectores separados geográficamente por unos 25 km: Puesto Morales (de 126,5 km²) concentra el mayor orden de magnitud, con 110 pozos y 38 en extracción efectiva, mientras que Rinconada (de 114,7 km²) tiene menor actividad actual, con 23 pozos y 1 pozo en extracción efectiva, requiriendo trabajos de recuperación e intervenciones para frenar el declino.
Por su parte, Las Bases (de 67,9 km²) se localiza al norte de General Roca e integra los yacimientos Las Bases y Estancia El Colorado, con predominio gasífero; cuenta con 6 pozos y, según el informe, los pozos gasíferos permanecieron cerrados durante 2024 y 2025, por lo que la estrategia se orienta especialmente a reactivación de pozos y nueva perforación en un marco de condiciones económicas favorables para el gas.
La iniciativa está orientada a operadores con capacidad técnica y financiera para sostener y mejorar el desempeño de yacimientos con historia productiva, incorporando acciones de recuperación, optimización y, cuando corresponda, exploración complementaria.
La venta de pliegos y el acceso a la información técnica estarán habilitados desde el 19 de enero de 2026 en la web oficial de la Secretaría de Energía y Ambiente. La presentación de sobres cerrará el 27 de febrero de 2026 a las 10, y el acto de apertura se realizará ese mismo día a las 12, con apertura de los sobres A y B.
El pliego establece los requisitos de participación y el mecanismo de evaluación. Desde el 19 de enero de 2026 se habilita el acceso a la información técnica correspondiente mediante Data Room, junto con el circuito de venta/consulta de pliegos y la coordinación de visitas a las áreas.
El BYD Changzhou, uno de los ocho barcos propios de la automotriz china entró este domingo al Río de la Plata por el canal de Punta Indio con más de 5.000 autos híbridos y eléctricos. El buque de 200 metros de eslora y 38 de manga está amarrado en el puerto de Zárate desde las siete de la mañana.
Se trata del primer gran envío de autos de la empresa BYD –el acrónimo de la frase en inglés “Build Your Dreams”, “Construye tus Sueños”- que forma parte de los 50.000 vehículos híbridos y eléctricos habilitados por el Gobierno para poder importarse sin pagar arancel extrazona del 35%.
Con barcos de su propia flota que pueden transportar hasta 7.000 autos cada uno, BYD logró reducir enormemente el precio del flete de su producción.
En mayo de 2025, un barco similar al Changzhou -el Explorer 1- transportó al puerto de Saupe, en el estado de Pernambuco, Brasil, 5.500 vehículos de BYD, empresa que actualmente lidera la fabricación mundial de autos híbridos y eléctricos, superando a Tesla, la empresa de Elon Musk.
BYD ya tiene una presencia muy fuerte en Sudamérica. En Brasil fabrican autos y ómnibus, mientras que en Chile y Uruguay es la empresa que más vehículos eléctricos vende.
Curiosamente BYD -fundada en 1995 por el empresario Wang Chuanfu en Shenzhen- no comenzó fabricando autos sino baterías recargables para celulares Motorola y Nokia. Recién en 2003 se expandió a la industria automotriz.
El Gobierno aprobó formalmente la adhesión al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) del proyecto “Carbonatos Profundos (DCP)”, que prevé una inversión de US$ 519 millones en desarrollo de minería de oro y plata en San Juan.
El ingreso oficial al RIGI del proyecto minero quedó autorizado mediante la Resolución 6/2026, publicada la semana pasada en el Boletín Oficial, donde se explicó que el “Carbonatos Profundos” se encuentra enmarcado en el sector minería.
Objetos del proyecto
Exploración de las concesiones mineras Gualcamayo 1 y Gualcamayo 2.
Determinación de la factibilidad de su yacimiento de reservas minerales de oro y plata.
Construcción, puesta en marcha y operación de la planta de tratamiento de dichos minerales extraídos del Proyecto.
La solicitud de adhesión fue presentada por MINAS ARGENTINAS SA en calidad de Vehículo de Proyecto Único (VPU) para el proyecto que se ubica en la región de Gualcamayo, a 270 km al norte de la capital provincial de San Juan.
El ministro de Economía, Luis Caputo, había destacado días atrás, al momento de anunciar su aprobación, que “este proyecto permite la extensión de vida de una mina en etapa de agotamiento con el desarrollo de un tipo distinto de mineralización y va a emplear 1700 personas en forma directa”.
El proyecto representará una inversión total en activos computables de US$ 519.647.635, superando el monto mínimo de inversión requerido.
En este sentido, la empresa informó que el monto inicial a invertir para el primer año es de US$ 46.741.254 y para el segundo año de US$ 43.858.696, conformando un total de US$ 90.599.950, para lograr superar el 40% del monto mínimo de inversión dispuesto en la Ley Bases.
El texto oficial precisó que en la solicitud presentada al Ejecutivo, la empresa declaró que la fecha límite comprometida para alcanzar el monto mínimo de inversión en activos computables para el proyecto es el 31 de diciembre de 2028.
En el plan de desarrollo de proveedores, se estipuló que el 69% de la totalidad del monto de inversión destinado al pago de proveedores, bienes y obras de infraestructura, durante las etapas de construcción y operación, corresponde a proveedores locales, porcentaje que excede el 20% exigido por la normativa vigente.
El Comité Evaluador de Proyectos RIGI “efectuó un análisis de los antecedentes obrantes en el expediente y, con sustento en los informes técnicos producidos por las dependencias y reparticiones con competencia técnica en la materia, recomendó aprobar la solicitud de adhesión al RIGI del Proyecto Único denominado “Carbonatos Profundos (DCP)” y su plan de inversión”, lo que termina efectivizando este jueves el Ministerio de Economía.
“Carbonatos Profundos” se convirtió en el décimo proyecto RIGI aprobado, por lo cual el régimen ya suma un total de inversiones superior a los US$ 25.000 millones.
Ucrania impuso el estado de emergencia en su sector energético debido al impacto de los ataques rusos contra las instalaciones de energía, informó el ministro de Energía y primer viceprimer ministro, Denys Shmyhal.
“Nuestra tarea es trabajar de forma coordinada y eficaz para estabilizar la situación del sistema energético lo antes posible, en particular en la ciudad de Kiev”, escribió Shmyhal en la red social Telegram.
A partir de esta medida, los residentes podrán acceder, durante la noche, a los refugios de calefacción de emergencia, pese al toque de queda, explicó Shmyhal.
El gobierno ucraniano dio instrucciones a las agencias pertinentes para que agilicen los procedimientos de conexión de los equipos de energía de reserva a la red eléctrica y redistribuyan dichos equipos entre las regiones en función de las necesidades críticas.
Asimismo, se ordenó a las empresas estatales, entre ellas Ferrocarriles Ucranianos y el operador de gas Naftogaz, que aumenten las importaciones de electricidad hasta al menos el 50 % de su consumo total.
Por su parte, el presidente de Ucrania, Volodymyr Zelensky, indicó esta semana que la situación energética es más difícil en Kiev, Odesa y la región central de Dnipropetrovsk
El Gobierno Nacional elevó los límites de consumo eléctrico con subsidio en las provincias del Noroeste (NOA) y Noreste argentino (NEA), en medio de la implementación del nuevo sistema de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF).
Según replicó laagenciaNoticias Argentinas, la medida se centrará en los meses donde se registren altas temperaturas en las provincias del Norte del país.
Mediante la Secretaría de Energía, el Gobierno elevó el tope de consumo con subsidio en los meses de mayor calor (diciembre, enero y febrero) en las zonas “muy cálidas” y “cálidas”, según la clasificación climática de la norma IRAM 11603.
Medido en kilovatios (kWh), las nuevas medidas quedaron definidas de la siguiente manera:
en las zonas “muy cálidas”: el bloque subsidiado pasa de 300 kWh a 550 kWh mensuales.
en las zonas “cálidas”: el bloque se fija en 370 kWh mensuales.
En el resto del país, el bloque de verano se mantiene en 300 kWh mensuales.
Desde Energía detallaron que el objetivo será “reconocer la realidad climática y las mayores necesidades de uso de ventiladores y aires acondicionados en las provincias del norte, donde además hay menor acceso a gas por redes y la electricidad es el principal recurso para refrigerar los hogares”.
En ese sentido, fundamentaron la decisión basándose en los planteos realizados en las provincias del Norte, entes reguladores y defensorías del pueblo durante la Consulta Pública del nuevo esquema de subsidios.
“Se refuerza el objetivo central del SEF: focalizar la ayuda del Estado en quienes realmente la necesitan, con reglas claras, previsibles y transparentes en todo el país”, concluyó la Secretaría dependiente del Ministerio de Economía.
Brasil, Chile y Argentina concentran la mayor atención de compañías internacionales de renombre que proyectan sus negocios en Latinoamérica para 2026. Así lo detallan siete ejecutivos que siguen de cerca cada evolución nacional y que, durante el encuentro Future Energy Summit (FES) Southern Cone, anticiparon en qué mercados están acelerando su presencia y por qué.
Para Marco Ricci, LATAM sales manager de Solis, realizó un diagnóstico ubica a estos territorios como áreas claves para la generación distribuida y proyectos solares de escala media.
“Chile, Argentina y países de Centroamérica y el Caribe han tenido una crecida constante con sus distintas particularidades”, afirmó a la par que consideró a Colombia como el país emergente más relevante.
En la mirada regional, Guido Gubinelli, sales manager de Arctech, apuntó que Brasil se posiciona como el país con mayor fuerza, debido a que es el mercado energético más grande de Latinoamérica; aunque también observa oportunidades crecientes en Perú y Argentina.
La lectura coincide con Tiago Rodrigues, sales manager utility scale de Canadian Solar, quien observa “muy fuerte” a los países del Cono Sur ya mencionados y agrega que también avanzan “a pasos más chicos en Perú y Colombia”.
“Los países que están preparados son Chile, Argentina y Brasil, principalmente por el volumen de proyectos y el avance que tienen en su matriz renovable”, complmentó Pablo Millar Scott, sales manager ESS LATAM de Jinko Solar
“Vemos a Chile, Brasil y México como los países con mayor vector de necesidad en la matriz energética existente”, agregó Marcel Peralta, head of LATAM de AMPACE.
Las cifras confirman ese interés, ya que durante 2025, en Brasil se instalaron 63 nuevas plantas solares que aportaron 2816 MW y 43 parques eólicos por 1826 MW de capacidad. Además, la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL) proyecta para 2026 una expansión de 9.142 MW de capacidad instalada.
Chile, por su parte, alcanzó en 2025 los 38,6 GW de capacidad instalada, de los cuales el 50% proviene de energías renovables no convencionales. La solar representa el 30,4% (11,7 GW) y la eólica 15,5%, superando al gas natural.
Asimismo, se convirtió en referente regional en almacenamiento, con 1,6 GW operativos, 6,8 GW en construcción y 0,7 GW en prueba, y otros 27 GW en desarrollo.
El caso de Argentina se destaca por la recuperación del apetito inversor tras lograr 7798 MW renovables operativos, liderados por la energía eólica (4.496 MW) y la solar (2.465 MW), y donde el Mercado a Término (MATER) juega un papel clave. ¿Por qué? A través de PPAs entre privados ya se asignaron 136 proyectos por más de 6000 MW con prioridad de despacho.
A lo que se debe añadir que, en materia de storage, la licitación AlmaGBA marcó un punto de inflexión debido a que adjudicó 713 MW en BESS en el Área Metropolitana de Buenos Aires y se espera que ese modelo de convocatoria se replique en otros puntos del país.
Países en ascenso y ventanas de oportunidad
Además de los líderes regionales, otros mercados comienzan a perfilarse como destinos atractivos. Jan Masferrer Trius, director ejecutivo de Incite Energy Chile, mencionó a “Colombia, Perú, Chile y Argentina como los más prometedores en el corto plazo.
Y cabe recordar que en Colombia, a diciembre de 2025 se sumaron 2000 MW nuevos, con predominancia de proyectos a gran escala. Sin embargo, el panorama para 2026 es incierto, incluso en desarrollos con conexión asignada. Las esperanzas del sector están puestas en los compromisos adquiridos por cargo por confiabilidad para 2027.
Mientras que en el caso peruano hay expectativas de crecimiento a pesar de ser un mercado en fase inicial. El sector está a la espera de que habiliten licitaciones que consideren proyectos nuevos y empresas como Canadian Solar y Arctech ya marcan presencia y ven potencial de crecimiento en un país que ya tiene más de 13 GW fotovoltaicos en tramitación ambiental.
Centroamérica y el Caribe, por su parte, se consolidan como un bloque en pleno reordenamiento energético. “Creemos que Perú, Argentina, México y Centroamérica son tremendos mercados”, afirmó German Rotter, sales manager BESS LATAM de Great Power, quien además resaltó que “cuando despierte Brasil, será un mercado gigantesco por sí solo”.
Los procesos licitatorios simultáneos marcan un nuevo ritmo regional. Tal es el caso que Guatemala recibió ofertas por más de 1000 MW frente a una demanda de 235 MW, y se prepara para adjudicar 1400 MW más en enero de 2026.
Honduras, por su parte, lanzará rondas sucesivas para contratar 1500 MW, mientras que República Dominicana avanza con una subasta que recibió 32 propuestas de proyectos solares y eólicos con almacenamiento, con resolución prevista para mayo de 2026.
Es decir que cada país tiene sus propias particularidades, pero hay señales claras de que toda la región se está moviendo con fuerza. Y con marcos en evolución, incentivos financieros definidos y un pipeline robusto de proyectos en juego, la región latinoamericana se transforma en epicentro de las oportunidades renovables para 2026.
China confirmó que eliminará el reembolso del impuesto al valor añadido (IVA) a las exportaciones de productos fotovoltaicos a partir del 1 de abril de 2026, una medida que marcará un antes y un después en los precios globales del sector solar. El beneficio fiscal, que ya había sido recortado en 2024 del 13% al 9% para obleas, células y módulos, será completamente retirado.
Esto introducirá un nuevo coste estructural para todos los productos solares exportados desde el gigante asiático, consolidando un cambio de tendencia tras años de precios artificialmente bajos.
En este nuevo escenario, los expertos proyectan una subida significativa en el precio de los paneles solares. Rafael Jiménez, director comercial y de desarrollo de negocio en VIRA Energy, estima que “los paneles subirán entre un 10% y un 15% a partir de abril”, una variación que representa un ajuste relevante respecto a los niveles de 2025.
Para Jiménez, este aumento no implica una crisis, sino una vuelta a la normalidad: “Estamos volviendo a la lógica de costes real tras un 2025 de precios artificiales”.
En la misma línea, el consultor energético Alejandro Diego Rossel prevé una presión alcista, aunque moderada. A su juicio, “se cierra definitivamente la etapa del módulo artificialmente barato”, al desaparecer el incentivo fiscal. Si bien no anticipa una subida mecánica equivalente al porcentaje eliminado, cree que el cambio sentará las bases de un nuevo equilibrio.
Roberto Cavero García, consultor de energía, evita cuantificar una cifra cerrada, pero afirma que el orden de magnitud de la subida se alinea con el 9% del incentivo que desaparece. A su juicio, los precios tenderán al alza en el corto y mediano plazo, aunque matiza que dependerá del contexto competitivo.
“A 6 o 12 meses, el escenario más probable es un repunte por expectativas y compras anticipadas antes de abril; después, un escalón al alza en el coste exportado desde China, con la magnitud final dependiendo de cuánto absorba el fabricante y cuánto traslade el mercado”, sostuvo el consultor en diálogo con Energía Estratégica.
A mediano plazo, “si persiste la sobrecapacidad, seguirá habiendo presión competitiva; si se acelera la consolidación y se reducen descuentos artificiales, los precios tenderán a normalizarse”, apuntó Cavero García.
Ante esta perspectiva, todos los expertos coinciden en que se desatará un fenómeno de compras anticipadas (pre-buy) a escala global. “Va a pasar, sin duda. Sobre todo para los instaladores que ya tienen proyectos cerrados con precios de 2025”, afirmó Jiménez. Este comportamiento permitirá a los desarrolladores con mayor capacidad financiera asegurar stock a precios previos al ajuste. Quienes no logren anticiparse, deberán renegociar márgenes o asumir mayores costes.
Cavero señala que las fechas “corte” como el 1 de abril activan estos mecanismos de anticipación de manera sistemática. Y el mercado ya lo está evidenciando: “Desarrolladores, EPCs y distribuidores intentan cerrar precio y asegurar disponibilidad antes de que cambien las condiciones”. Desde su visión, estas compras adelantadas sostendrán temporalmente los precios FOB y generarán una posterior reposición más cara.
En cuanto al impacto territorial, España será uno de los países más afectados, según Jiménez. “Aquí trabajamos con márgenes mucho más ajustados que en el resto de Europa. En otros países, los proyectos tienen más holgura para absorber una subida de costes. Aquí, ese 10% de aumento puede ser directamente la diferencia entre que un proyecto sea viable o no”, explicó.
Las condiciones de financiación, red y permisos seguirán pesando más que el coste del módulo, pero el encarecimiento será crítico para proyectos con PPA ajustados o esquema merchant.
Respecto al efecto en la cadena de suministro, el ajuste fiscal puede convertirse en una presión descendente para todo el ecosistema industrial. “En este sector, cuando el fabricante del panel estornuda, toda la cadena de suministro se resfría”, advirtió Jiménez.
Los proveedores de vidrio solar, silicio, marcos de aluminio y otros insumos podrían recibir presiones por parte de fabricantes que intenten proteger márgenes frente al nuevo entorno fiscal.
“Esta medida va a acelerar una ‘limpieza’ de fabricantes que ya estaban operando al límite de coste operativo”, anticipó Jiménez. Para Cavero, el “efecto dominó” no será automático, pero sí elevará la volatilidad a corto plazo: tanto por la sobrecarga logística derivada del pre-buy como por la posible caída de volúmenes tras la entrada en vigor de la norma.
Sobre una posible diversificación de proveedores fuera de China, el consenso es claro: no será inmediato. Jiménez señaló: “A corto plazo es prácticamente imposible desplazar la producción fuera de China y seguir siendo competitivos”. Aunque puedan surgir iniciativas en Europa, India o el sudeste asiático, la brecha de costes, la escala y la bancabilidad aún juegan a favor de China.
Rossel, sin embargo, observa una oportunidad de posicionamiento para proveedores no chinos. “Los fabricantes no chinos tendrán más opciones en proyectos donde importen el origen, la trazabilidad y el cumplimiento normativo, no únicamente el euro por vatio”, subrayó. Esa ventaja se traducirá en licitaciones públicas, fondos con criterios ESG o acuerdos donde el componente ético y regulatorio cobre más peso.
De cara al mediano plazo, Rossel confía en que la eliminación del incentivo fiscal ayudará a estabilizar el mercado. “Menos dumping extremo y precios más racionales ayudan a estabilizar márgenes y planificación”, aunque reconoció que esa estabilidad dependerá de que no se abra una nueva guerra de precios por otras vías.
El consenso entre los analistas es que 2026 marcará el final de una etapa y el inicio de otra más realista.
Honduras consolidó una nueva ventana de inversión en el sector energético con una licitación de largo plazo por 1500 MW que continúa abierta. Más de 10 empresas ya adquirieron las bases, entre ellas compañías de América Latina y también de otras regiones del mundo.
“La señal ya fue enviada y hay muchas empresas fuertes interesadas”, afirmó Wilfredo Flores, comisionado de la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE), en exclusiva con Energía Estratégica. A su juicio, el proceso refleja una mejora en la percepción internacional sobre el país como destino para proyectos de generación.
“Estamos viendo una mayor confianza en las instituciones del sector”, añadió.
El proceso fue impulsado desde el actual gobierno, acompañado por un trabajo de posicionamiento institucional. Tanto la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) como la CREE participaron en foros regionales e internacionales, con el objetivo de visibilizar las oportunidades del mercado hondureño.
Ese esfuerzo se complementa con la asesoría técnica de una consultora argentina, que ya acompañó procesos similares en países vecinos como Guatemala.
En paralelo, el país reformó su normativa para habilitar, por primera vez, la posibilidad de convocar licitaciones de corto plazo.
En relación a esto último, las bases de licitación están en manos de la distribuidora. Sin embargo, el marco regulatorio ya permite contratar generación por hasta cuatro años, lo que marca un cambio estructural frente a los esquemas tradicionales.
“Con la modificación que le hicimos al reglamento de la ley, ahora existe la posibilidad de realizar subastas de corto plazo y abre otro tipo de oportunidades para inversiones más rápidas”, explicó Flores.
Desde la CREE señalan que, aunque la coyuntura política retrasó avances en este frente, se espera que el mecanismo pueda activarse más adelante.
Nuevo escenario político y diversificación de la matriz
El próximo cambio de gobierno traerá modificaciones en la política energética. Según adelantó Flores, se prevé una contrarreforma del sector que incluirá la apertura del mercado eléctrico, una revisión de la Ley 46-2022 y cambios en la categorización de los consumidores calificados.
También se espera una revisión de la señal tarifaria para promover el autoconsumo en viviendas. La generación distribuida con sistemas solares tendría un mayor protagonismo en el nuevo esquema, en línea con tendencias regionales.
El comisionado también subrayó la importancia de fortalecer la matriz energética con soluciones firmes que acompañen el crecimiento de las renovables. Honduras ya cuenta con una planta de gas natural con contrato de compra de energía vigente, una tecnología que también gana peso en otros países de la región, como El Salvador y Panamá. Lo anterior debido a los impactos del cambio climático en la región Centroamericana.
En este contexto, el proceso licitatorio actual representa una oportunidad concreta para acelerar inversiones en generación.
Con reformas en marcha, apoyo técnico internacional y condiciones normativas claras, Honduras se posiciona como un mercado estratégico para nuevos desarrollos.
“Estamos seguros de que el proceso actual marca un antes y un después. Hay una base normativa más moderna, reglas claras y señales de confianza que antes no estaban”, concluyó Flores.
Meins, empresa especializada en soluciones eléctricas prefabricadas de media y alta tensión, avanza en la consolidación de negocios estratégicos vinculados al sector de energías renovables, hidrógeno y Data Centers, mientras impulsa una ambiciosa expansión internacional.
La compañía refuerza su presencia en mercados clave como España, Alemania, Reino Unido o Irlanda, al tiempo que trabaja en los requisitos normativos para ingresar al mercado estadounidense y proyecta su posicionamiento en otros países de Latinoamérica y en el Centro y Norte de África.
“Estamos preparados para dar un salto en escala, tecnología y mercados mediante la optimización de las técnicas de construcción basándonos en soluciones modulares y prefabricadas. Partiendo de nuestro know how internacional en el suministro de centros de transformación, queremos replicar la misma proyección con el suministro e instalación de nuestro producto de subestaciones compactas”, explicó en diálogo con EnergíaEstratégicael CEO de Meins, Alejandro González García.
Desde su perspectiva, los próximos años estarán definidos por la capacidad de la industria para responder con soluciones eficientes, escalables y confiables, en entornos cada vez más exigentes y con una creciente limitación de recursos humanos suficientemente cualificados.
La empresa española desarrolla centros de transformación y subestaciones de media y alta tensión, con aplicaciones tanto para plantas renovables como para entornos industriales e infraestructuras críticas. Actualmente, tiene presencia activa en 35 países y ha superado los 11 GW de potencia suministrada a través de sus soluciones.
Las cifras del último ejercicio respaldan esta expansión. Meins prevé cerrar sus balances de 2025 con una facturación superior a los €60 millones, lo que representa un crecimiento del 20 % respecto al año anterior. Durante ese periodo se entregaron más de 300 centros de transformación y subestaciones, sumando más de 1.500 MW de potencia asociada a soluciones suministradas, y se avanzó en la comercialización de dos nuevos desarrollos en los campos del hidrógeno, la eficiencia energética y la biotecnología, impulsados desde su área de I+D+i.
Para 2026, las metas son ambiciosas: superar los €70 millones de ingresos, entregar más de 450 soluciones y avanzar con fuerza en sectores industriales donde el suministro eléctrico requiere infraestructura crítica, segura y de rápida implantación.
Uno de esos sectores es el de los Data Centers, donde Meins ya prepara una línea específica de soluciones eléctricas para desplegar en Europa, con la intención de replicarla posteriormente en América Latina y África.
González García ve una oportunidad clara en este mercado:
“El crecimiento de la demanda global de centros de datos es enorme. Son megaproyectos que buscan eficiencia, confiabilidad y rapidez de ejecución, y ahí aportamos muchísimo valor”.
En el caso del hidrógeno, el enfoque es más estratégico y de medio plazo. Meins no solo busca participar mediante el suministro de infraestructura eléctrica asociada, sino también desarrollar su propio sistema de generación, basado en tecnologías alternativas a la electrólisis. Aunque el ritmo de inversión en este vector energético se ha ralentizado, la compañía considera que habrá una segunda ola de crecimiento con aplicaciones más concretas y escalables.
Innovación, expansión industrial y visión estratégica del mercado energético
La clave del modelo de negocio de Meins radica en el diseño y fabricación de centros de transformación en media tensión y subestaciones elevadoras en alta tensión, con una arquitectura modular y prefabricada que acorta tiempos, reduce riesgos y mejora la calidad de la solución global. Esta especialización le permite atender tanto plantas generadoras renovables como instalaciones industriales complejas e infraestructuras críticas.
Una de las apuestas más disruptivas es la nueva subestación compacta CSET, pensada para afrontar la creciente escasez de recursos técnicos especializados en alta tensión. Esta solución puede alcanzar 100 MVA por transformador y 138 kV, y su implementación en obra resulta radicalmente más eficiente: menos de 10 días, incluyendo obra civil, instalación electromecánica y pruebas funcionales, frente a los tradicionales seis a diez meses de una subestación convencional. La reducción de la huella física puede llegar a ser hasta diez veces menor.
Tras consolidar esta innovación en el mercado español durante 2025, el foco de la compañía está ahora en escalar la solución CSET a nivel internacional, para lo cual Meins se prepara tanto a nivel operativo como regulatorio y comercial.
Otro de los hitos estratégicos es el traslado previsto de su sede a unas nuevas instalaciones de 85.000 m² en Salamanca en el horizonte 2030, que, junto con la planta industrial que actualmente operan en Coreses (Zamora), permitirá superar los 100.000 m² de superficie industrial. En estas nuevas instalaciones se integrarán las oficinas centrales, el centro de I+D+i, la fábrica de cuadros de baja tensión y las áreas de integración y almacenaje de soluciones de media y alta tensión.
El análisis del mercado español también forma parte del diagnóstico de Meins. La compañía identifica un retroceso de la inversión fotovoltaica asociado a la caída de precios de los PPAs, lo que ha impulsado un mayor interés por el almacenamiento en baterías y las soluciones híbridas como alternativa para mejorar los modelos financieros.
En este contexto, González García advierte que la incertidumbre regulatoria sigue afectando el despliegue del almacenamiento en países como España y reclama mayor claridad normativa para atraer inversiones sostenidas.
En cuanto a su base de clientes, Meins ha evolucionado hacia un modelo de relaciones a medio y largo plazo, apoyado en contratos marco con EPCistas internacionales y desarrolladores. Más del 50 % de su cartera actual corresponde a empresas alemanas, un 31 % a compañías españolas, y el resto se distribuye en otros mercados.
Este enfoque responde a una decisión estratégica: priorizar socios que valoren la flexibilidad de diseño, la calidad del producto y la reducción de riesgos.
Además, las soluciones de Meins destacan por su alto contenido de producto europeo, superando en algunas ocasiones el 95 % de contenido, lo que refuerza las cadenas de suministro locales y reduce la dependencia externa. Los edificios prefabricados en hormigón representan otra ventaja diferencial frente a soluciones metálicas, al ofrecer mayor durabilidad, mejor comportamiento frente al fuego, mejor aislamiento térmico y acústico, y un menor coste de mantenimiento a lo largo de la vida útil del activo.
La compañía alemana RWE recibió la autorización ambiental para desarrollar una central fotovoltaica con almacenamiento en baterías en el norte de Chile, una iniciativa que demandará una inversión estimada en US$320 millones y se emplazará en la comuna de Pozo Almonte, en la región de Tarapacá.
El proyecto, denominado Parque Fotovoltaico Pita Solar, contempla la construcción y operación de una planta híbrida con una capacidad instalada de 192,4 MW. La generación estará respaldada por un sistema de almacenamiento BESS capaz de entregar energía durante cinco horas continuas, reforzando la flexibilidad operativa del activo.
La central estará integrada por más de 334.000 paneles solares, cada uno con una potencia de 575 W, además del sistema de baterías asociado. Para viabilizar la inyección de la energía al Sistema Eléctrico Nacional, se prevé el despliegue de una subestación elevadora que transformará el nivel de tensión desde 33 kV a 220 kV, junto con 42 centros de transformación, canalizaciones subterráneas y una línea de transmisión aérea de 220 kV y 13,3 kilómetros de extensión, que enlazará la subestación Pita Solar con la subestación Nueva Pozo Almonte.
Este avance en Tarapacá se suma a otro hito reciente de la compañía en el país. En 2025, RWE logró la aprobación ambiental del proyecto Los Durmientes, ubicado en la región de Antofagasta, que combina 243,6 MW de capacidad solar con 255,4 MW en sistemas de almacenamiento.
La iniciativa obtuvo luz verde de manera unánime por parte de la Comisión de Evaluación Ambiental regional, tras haber ingresado su Declaración de Impacto Ambiental a comienzos de 2024.
El parque Los Durmientes se apoya en la concesión de terreno fiscal obtenida en 2022 y considera la instalación de más de 467.000 módulos fotovoltaicos de 550 Wp, diseñados para optimizar la captación solar en el desierto de Atacama. La evacuación de la energía se realizará a través de la subestación Monte Mina, utilizando infraestructura de alta tensión. Si bien la compañía proyecta iniciar las obras en 2026, el calendario definitivo estará condicionado por variables técnicas, regulatorias y financieras.
