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.
El proceso de preparación de la Subasta de Obligaciones de Energía Firme (OEF) —prevista por la Resolución CREG 101-092 de 2025 para realizarse a finales de mayo de 2026— genera inquietud entre los actores privados del sistema eléctrico colombiano.
Marco Vera, gerente de Vera Energy SAS, planteó que, ante la incertidumbre política y los cambios regulatorios en curso, sería más prudente postergar la convocatoria hasta julio de 2026, cuando haya mayor claridad institucional y se garantice un marco estable para la inversión.
Según Vera, el actual contexto no ofrece condiciones para ejecutar las inversiones que el sistema necesita, especialmente para cubrir el déficit de energía firme estimado para el período 2029–2030. Las proyecciones de XM advierten que la oferta disponible no alcanza a satisfacer la demanda futura, lo que hace urgente sumar nuevos proyectos.
“Es necesario dar señales claras al mercado para que los proyectos entren con confianza”, subrayó el ejecutivo.
Pero, en paralelo, el sector enfrenta una combinación de obstáculos que, en palabras del ejecutivo, desincentivan cualquier iniciativa privada. Entre ellos destaca el discurso adverso del Gobierno frente a la participación empresarial, la intención de modificar las leyes 142 y 143 que sustentan el modelo actual, y la amenaza de eliminar el Cargo por Confiabilidad (CxC), piedra angular del mecanismo de respaldo.
También se suman los ajustes propuestos en la formación de precios de cierre de subasta y de activación por escasez, el aumento de transferencias exigidas a proyectos renovables –incluidos en el Plan Nacional de Desarrollo 2022–2026– y los retrasos en la ejecución de redes y asignación de puntos de conexión.
A esto se suman los antecedentes fallidos de las subastas de contratos a largo plazo de 2019 y 2021, con múltiples iniciativas estancadas por trabas en la consulta previa y el licenciamiento ambiental.
En ese marco, Vera recomendó que la CREG preserve el diseño de la subasta y realice solo ajustes que favorezcan una participación amplia y diversa. El objetivo, según indicó, debe ser facilitar una expansión de energía firme basada en la complementariedad eficiente entre fuentes renovables.
El ejecutivo reconoció que, hasta ahora, no hay confirmación oficial sobre los proyectos que buscarán participar en la convocatoria. El plazo para manifestar interés vence el 30 de enero de 2026, por lo que aún no se conoce el universo definitivo de postulantes.
Sin embargo, anticipó que los de origen renovable no convencional (FNCER) son los que más posibilidades tendrían de avanzar, en la medida en que las condiciones regulatorias lo permitan.
Una de las claves, remarcó, es que se reconozca la complementariedad entre tecnologías como solar, eólica y biomasa en el reparto de las OEF, y que eso se traduzca en un ingreso acorde. Hoy, explicó, estos proyectos cargan con el costo del CERE (prima del CxC), lo que distorsiona su competitividad en el esquema. A su vez, señaló que se debe cumplir efectivamente con la priorización de capacidad de transporte para aquellos proyectos que ya cuentan con aprobación ambiental, tal como establece la resolución CREG 101-094.
El análisis de Vera no se limita a lo regulatorio. También identificó una oportunidad estratégica para Colombia en el plano internacional, especialmente en su vínculo energético con Estados Unidos. En su visión, cualquier diálogo que refuerce la cooperación bilateral representa un camino favorable para impulsar nuevas inversiones, innovación y alianzas en materia energética.
Enumeró varias líneas de trabajo en las que podría avanzarse con apoyo técnico y financiero del país norteamericano: proyectos de fracking ambientalmente responsables para recuperar la autosuficiencia en gas natural, el desarrollo de tecnologías nucleares avanzadas –como los Pequeños Reactores Modulares (SMR) avalados por el OIEA–, la implementación de hidrógeno verde y blanco como vector energético, y la instalación de data centers alimentados con FNCER y sistemas BESS, con vistas a una futura complementariedad con energía nuclear.
Además, resaltó la necesidad de agilizar la interconexión eléctrica con Centroamérica a través de Panamá, como primer paso hacia una integración energética regional que incluya también a México y Estados Unidos. Para Vera, ese proyecto no solo diversificaría mercados, sino que consolidaría a Colombia como hub energético estratégico en el hemisferio.
Frente al panorama general, el gerente de Vera Energy instó a adoptar decisiones rápidas pero bien fundamentadas. Para él, Colombia debe asegurar la expansión eléctrica con reglas estables y visión de largo plazo.
“Tenemos el potencial y los recursos, pero si no hay condiciones, las inversiones no llegan”, concluyó.
YPF concretó la cesión total de su histórico yacimiento convencional en Chubut como parte del Plan Andes. La operación refuerza la estrategia de concentrar inversiones en el negocio no convencional, con foco en rentabilidad y exportaciones.
YPF confirmó la venta del área Manantiales Behr, uno de los yacimientos más emblemáticos de la Cuenca del Golfo San Jorge, al Grupo Rovella Capital por un monto total de 575 millones de dólares. La operación se enmarca en el Plan Andes y en el Plan 4×4, la hoja de ruta con la que la compañía busca desprenderse de activos maduros y redirigir recursos hacia proyectos de mayor retorno, especialmente en Vaca Muerta.
El acuerdo fue formalizado mediante contratos firmados entre YPF y Limay Energía S.A., empresa del holding Rovella Capital, y ya fue informado a la Comisión Nacional de Valores (CNV) como hecho relevante. El cierre definitivo de la transacción quedará sujeto a la aprobación del Poder Ejecutivo de la Provincia del Chubut.
Manantiales Behr es un símbolo histórico para YPF y para la producción convencional argentina. Al tercer trimestre de 2025, el área registraba una producción aproximada de 25.000 barriles diarios de petróleo y 0,5 millones de metros cúbicos diarios de gas natural. La cesión incluye el traspaso del 100% de la concesión de explotación y de la concesión de transporte sobre tres oleoductos estratégicos: El Trébol–Caleta Córdova, Km 9–Caleta Córdova y Manantiales Behr–Cañadón Perdido. También contempla la venta del stock de materiales en el yacimiento y en el predio de Km 20.
En cuanto a los términos económicos, YPF detalló que el 60% del monto se abonará al momento del cierre y el 40% restante dentro de los doce meses posteriores, con los ajustes habituales de este tipo de operaciones. Rovella Capital se impuso frente a otras compañías del sector que habían presentado ofertas, consolidando así su presencia en la Cuenca del Golfo San Jorge.
La entrada en vigencia de la cesión dependerá ahora de la autorización del gobierno provincial, que deberá evaluar los compromisos técnicos, económicos y operativos asumidos por la nueva operadora. Desde YPF indicaron que el proceso avanza en coordinación con las autoridades para garantizar la continuidad productiva y laboral en la región.
La venta de Manantiales Behr se inscribe en la estrategia de salida ordenada de YPF del convencional, impulsada a través del Proyecto Andes. En paralelo, la compañía ya concretó operaciones similares en Mendoza y Tierra del Fuego. Con este movimiento, YPF refuerza su apuesta por Vaca Muerta y el desarrollo del shale oil y gas, con el objetivo de fortalecer su perfil exportador y alcanzar, hacia 2031, un potencial de exportaciones energéticas por hasta 30.000 millones de dólares anuales.
De este modo, la petrolera da un nuevo paso en su proceso de transformación, mientras Chubut abre una etapa distinta en la gestión de uno de los yacimientos más representativos de su historia.
El pacto entre Mercosur y la UE promete inversiones, seguridad jurídica y nuevos mercados para GNL, litio y cobre. El desafío será cumplir estándares.
La ratificación del acuerdo comercial entre el Mercosur y la Unión Europea, oficializada este sábado en Paraguay tras 25 años de negociaciones, puede convertirse en un punto de inflexión para la Argentina. No solo por la apertura de mercados, sino por el impacto estructural que podría tener sobre la matriz productiva: energía y minería pasan a jugar un rol central en la estrategia de exportaciones, inversiones y divisas para la próxima década.
En el sector, la lectura es clara: el acuerdo no es solamente una reducción de barreras comerciales. También es una señal de estabilidad para proyectos de largo plazo, especialmente en industrias donde las inversiones se miden en miles de millones de dólares y los retornos se construyen en décadas. En esa lógica, el tratado aparece como un marco que ordena reglas, habilita financiamiento y eleva el nivel de exigencias en sostenibilidad y trazabilidad.
El punto de partida ya venía mostrando crecimiento. Durante 2025, la Argentina cerró con exportaciones energéticas cercanas a los 11.000 millones de dólares, mientras que la minería aportó alrededor de 6.000 millones. La expectativa ahora es que el acuerdo con la UE acelere proyectos y permita escalar esos números con un salto cuantitativo, pero también cualitativo, por el tipo de demanda europea y su marco regulatorio.
La minería, con el cobre como protagonista, aparece como uno de los grandes ejes de esta oportunidad. El potencial de exportaciones mineras proyectado hacia 2030 ronda los 12.000 millones de dólares anuales, con una posible escalada hacia los 15.000 millones en 2032. Ese crecimiento dependerá en gran medida de la puesta en marcha de proyectos de cobre de escala global, en un escenario donde se requieren inversiones superiores a los 25.000 millones de dólares para activar iniciativas ya avanzadas.
Litio, cobre y el salto exportador: más producción, más presión por estándares
El litio también se consolida como una pieza clave en el mapa de la transición energética. Con una producción estimada en 140.000 toneladas anuales al cierre de 2025, los proyectos en construcción y ampliación apuntan a más que duplicar ese volumen en el corto plazo. Salta, Jujuy y Catamarca aparecen como nodos estratégicos en un mercado global donde la electromovilidad demanda cada vez más insumos críticos.
En este punto, el acuerdo con la Unión Europea agrega un elemento decisivo: la convergencia en estándares ambientales. Europa exige trazabilidad, controles, certificaciones y un enfoque de “minería responsable” que, para el sector, puede funcionar como un sello de calidad. La lectura empresaria es que cumplir con esos requisitos no solo habilita el acceso, sino que mejora el posicionamiento y el valor agregado de los productos argentinos en cadenas industriales más exigentes.
Al mismo tiempo, ese proceso puede tensionar la ejecución local: exige inversiones complementarias, modernización tecnológica y un salto en infraestructura para sostener volúmenes crecientes. En particular, la logística y el transporte aparecen como cuellos de botella que deberán resolverse si el país busca transformarse en proveedor confiable de minerales críticos.
La UE, por su parte, se mueve con una lógica estratégica: busca reducir dependencias y asegurar abastecimiento para su transición energética. En ese tablero, la Argentina se ofrece como una alternativa estable para minerales como litio y cobre, pero también como plataforma energética para gas natural licuado en un mundo que reordenó su mapa de seguridad energética.
Vaca Muerta y el GNL: la exportación como proyecto de década
En energía, el acuerdo potencia un objetivo que ya estaba en marcha: convertir a la Argentina en un exportador relevante de Gas Natural Licuado. Las proyecciones del sector estiman que, hacia fines de la década, el país podría superar los 15.000 millones de dólares anuales en exportaciones de GNL, si los proyectos se concretan en tiempo y forma.
El proyecto Argentina LNG, liderado por YPF, prevé una capacidad inicial hacia 2030 de 12 millones de toneladas anuales, con la meta de llegar a 30 millones entre 2032 y 2035. A plena capacidad, el ingreso estimado rondaría los 10.000 millones de dólares anuales, con la posibilidad de escalar a 15.000 millones si se incorporan nuevos socios estratégicos en etapas posteriores.
En paralelo, se destaca el avance de Southern Energy, un consorcio integrado por PAE, YPF, Pampa Energía, Harbour Energy y Golar LNG, con una capacidad estimada de 2,4 millones de toneladas anuales. En ese caso, los ingresos proyectados se ubican entre 2.000 y 2.500 millones de dólares por año.
Un dato clave que anticipa la dimensión del negocio es el contrato marco con la compañía alemana SEFE, que prevé la venta de dos millones de toneladas anuales de GNL durante ocho años, con inicio hacia finales de 2027. En un contexto de reconfiguración energética global, la demanda europea aparece como un mercado de alta previsibilidad, incluso cuando Asia sigue siendo un objetivo prioritario.
El capítulo futuro: hidrógeno verde y la Patagonia como plataforma
Más allá del gas y la minería, el acuerdo abre un capítulo de mediano y largo plazo: el hidrógeno verde. La Patagonia fue señalada como una región con potencial global por sus condiciones de viento, lo que la convierte en una candidata natural para proyectos de escala industrial.
La hoja de ruta hacia 2050 plantea una ambición alta: producir al menos cinco millones de toneladas anuales de hidrógeno, con inversiones estimadas en 90.000 millones de dólares y la creación de más de 80.000 puestos de trabajo calificados. Para que esa proyección se materialice, el factor europeo vuelve a ser decisivo: cooperación tecnológica, estándares y acceso a mercados que demandan energía limpia certificada.
En este escenario, el acuerdo Mercosur-UE aparece como una ventana trascendental para reposicionar a la Argentina en el mapa global de recursos estratégicos. La oportunidad es real, pero no automática: exige inversión, infraestructura, consistencia regulatoria y capacidad de cumplir con reglas ambientales y comerciales cada vez más estrictas. Si el país logra sostener ese equilibrio, energía y minería podrían convertirse en el núcleo de un nuevo ciclo exportador de gran escala.
El avance del shale neuquino impulsa una creciente demanda de mano de empleos. La industria energética amplía los programas de capacitación para acompañar la expansión productiva y la incorporación de nuevas tecnologías.
El desarrollo sostenido de Vaca Muerta continúa ampliando su impacto económico y laboral en la Patagonia. De acuerdo con proyecciones del sector energético, la actividad no convencional generará más de 50 mil nuevos puestos de trabajo en los próximos años, en un escenario marcado por el incremento de la producción de petróleo y gas y la adopción de tecnologías cada vez más complejas.
El crecimiento del yacimiento se expresa no solo en el aumento de equipos de perforación y etapas de fractura, sino también en una demanda creciente de personal técnico especializado. La evolución de los procesos de fracking elevó los estándares de seguridad, eficiencia y conocimiento operativo, lo que obliga a reforzar la capacitación en todas las fases del upstream.
En este contexto, la cuenca neuquina se consolidó como un polo de formación de referencia a nivel regional. Miles de trabajadores participan actualmente en programas intensivos orientados a tareas de perforación, completación y producción, con esquemas que priorizan la experiencia en campo y la aplicación práctica de los contenidos.
El Instituto Vaca Muerta (IVM) se posiciona como una pieza central de esta estrategia. El centro de formación técnica especializada, impulsado por la industria, articula programas diseñados para reducir la brecha entre la formación teórica y las exigencias operativas de los yacimientos no convencionales, bajo estándares internacionales de calidad y seguridad.
En los últimos días, Pluspetrol formalizó su incorporación como socio estratégico del instituto, reforzando el entramado de empresas que apuestan a la capacitación como condición clave para sostener el crecimiento del shale argentino. El acuerdo fue suscripto por el Country Manager de Pluspetrol Argentina, Julián Escuder, y el presidente del IVM y vicepresidente de Asuntos Públicos de YPF, Lisandro Deleonardis.
Desde el sector destacan que la adhesión de nuevas compañías refleja un compromiso creciente con el desarrollo del capital humano. Bajo la conducción de Horacio Marín, YPF impulsa una visión que integra producción, competitividad y formación, con el objetivo de consolidar a Vaca Muerta como un activo estratégico a nivel global.
La inversión anunciada por Pluspetrol, que asciende a un millón de dólares, permitirá ampliar los programas de entrenamiento en instalaciones reales y fortalecer competencias en áreas críticas como perforación, producción y mantenimiento. La compañía, con más de 40 años de trayectoria en Neuquén, se suma así a una estrategia de largo plazo orientada a anticipar la demanda de perfiles técnicos especializados.
El Instituto Vaca Muerta fue creado a partir de un estudio prospectivo desarrollado por la Fundación YPF, que identificó las necesidades laborales y tecnológicas del upstream para la próxima década. A comienzos de enero, TotalEnergies se convirtió en la primera empresa internacional en integrarse al proyecto, consolidando su carácter federal y colaborativo.
Durante 2025, la Secretaría de Hidrocarburos de Río Negro fortaleció el control de las inversiones comprometidas en las prórrogas de concesiones de petróleo y gas, con comisiones técnicas e inspecciones junto a Ambiente y el DPA para verificar el cumplimiento en toda la provincia.
El año pasado, la Provincia alcanzó acuerdos de prórroga con cinco empresas (Vista Energy, Petróleos Sudamericanos, JCR, Quintana Energy y Tecpetrol), que aseguran USD 270,5 millones en inversiones comprometidas, con plazos extendidos hasta 2035 y 2037. Los acuerdos fueron ratificados por la Legislatura provincial, tal cual lo establece la normativa vigente.
Además de los compromisos de inversión, se incluyeron USD 39,1 millones como ingresos extraordinarios para Río Negro y USD 500 mil anuales destinados a programas de capacitación. Según lo establecido por la Ley N° 5733, los municipios y comisiones de fomento sólo pueden aplicar esos recursos a obras y equipamientos, con prohibición expresa de utilizarlos para gastos corrientes.
Seguimiento técnico, información y presencia territorial
Sobre fines del año, la Secretaría mantuvo reuniones con operadoras en el marco de las comisiones de enlace técnico previstas en los contratos, con participación de la Secretaría de Ambiente y Cambio Climático y del Departamento Provincial de Aguas (DPA), para evaluar actividad, cumplimiento de compromisos y proyecciones de trabajo.
“Las comisiones de enlace son una herramienta central para garantizar que los compromisos asumidos se cumplan, con información transparente y un diálogo permanente”, sostuvo la Secretaria de Hidrocarburos, Mariela Moya.
En ese esquema de trabajo, también se realizaron instancias de actualización con Phoenix Global Resources, que tiene un contrato de exploración y ha obtenido buenos resultados en actividad no convencional vinculada a la formación Vaca Muerta, del lado rionegrino de la Cuenca Sedimentaria Neuquina.
Más actividad y control sobre los compromisos
A nivel general, la actividad desarrollada durante 2025 incluyó 11 pozos nuevos (siete convencionales y cuatro no convencionales) y 30 intervenciones (workover) para sostener o recuperar la producción y extender la vida útil de pozos existentes.
En campo, la fiscalización se sostiene con inspecciones periódicas y control de parámetros clave: seguridad, ambiente, calidad de agua y niveles de ruido, en coordinación con los organismos provinciales que intervienen en cada operación.
Proyección y reglas claras
Las agendas de seguimiento continuarán con instancias presenciales ya programadas para el inicio de 2026, sosteniendo un esquema de control sistemático sobre compromisos e inversiones.
En paralelo, el Gobierno Provincial ratificó que, frente a concesiones donde no se alcancen acuerdos, se avanzará con relicitaciones para asegurar la continuidad operativa y la remediación ambiental, priorizando la evaluación de pasivos ambientales y una explotación racional del recurso.
Pasantías: más oportunidades para estudiantes rionegrinos
Como parte de las cláusulas vinculadas a las prórrogas, Río Negro consolidó un esquema para garantizar pasantías educativas en empresas hidrocarburíferas mediante actas acuerdo con sedes de la Universidad Nacional de Río Negro y con la FADECS, de la Universidad Nacional del Comahue, a través de un mecanismo de coordinación con la Unidad Provincial de Enlace con Universidades.
El sistema actual eleva la exigencia a cinco pasantes por empresa y prioriza que esas oportunidades sean para estudiantes rionegrinos, articulando perfiles y convocatorias con las universidades.
El Gobierno de la Provincia de Neuquén informó el cierre de su balance de infraestructura 2025, con una inversión superior a los $8.700 millones de pesos destinados exclusivamente a obras hídricas y de saneamiento. Si bien estas obras tienen un fuerte componente de impacto social y urbano, para el sector energético representan un eslabón fundamental en la logística de servicios que sostiene el crecimiento de la cuenca neuquina.
1. Los números de la inversión
Durante 2025, a través del Ministerio de Infraestructura y el Ente Provincial de Agua y Saneamiento (EPAS), se ejecutaron 12 obras estratégicas y se mantienen 13 más en proceso de licitación o ejecución para 2026.
Monto total: +$8.700 millones.
Alcance: Mejora en el suministro de agua potable y sistemas de saneamiento en nodos clave de la provincia.
Financiamiento: Recursos propios provinciales y acuerdos de financiamiento externo, ante la retirada de fondos nacionales para obra pública.
2. El factor Vaca Muerta: Agua y Saneamiento para la “zona de servicios”
Para los operadores de la industria de Oil & Gas, la inversión en infraestructura hídrica no es un dato menor por dos razones estratégicas que conectamos para nuestros suscriptores:
Sustentabilidad Urbana en Añelo y alrededores: El crecimiento de la producción en Vaca Muerta ha generado una presión demográfica sin precedentes en localidades como Añelo, Centenario y San Patricio del Chañar. Sin agua potable ni redes de cloacas eficientes, el asentamiento de las empresas de servicios especiales y de la mano de obra operativa se vuelve inviable. Estas obras garantizan que las “ciudades base” de la industria puedan absorber el flujo de personal previsto para 2026.
Seguridad Hídrica y Convivencia Social: La competencia por el recurso hídrico es uno de los puntos sensibles en la agenda de Responsabilidad Social Empresarial (RSE). Al fortalecer las redes de agua potable civil, la provincia reduce la conflictividad social y asegura que el uso industrial del agua (fundamental para el fracking) no entre en colisión con las necesidades básicas de la población.
3. Obras clave con impacto en el sector
Dentro del paquete de obras, destacan aquellas que benefician directamente al corredor petrolero:
Mejoras en el Sistema de Agua en la Confluencia: Vital para el centro logístico que une Neuquén Capital con las bases operativas.
Saneamiento en el interior: Fortalecimiento de plantas de tratamiento que evitan la contaminación de las cuencas, un requisito ambiental estricto para las operadoras internacionales que deben cumplir estándares ESG (Ambiental, Social y Gobernanza).
4. Proyección 2026: El desafío de la escala
Con Vaca Muerta proyectando niveles de producción récord y la construcción de nuevos oleoductos y gasoductos (como el Duplicar y el Vaca Muerta Sur), la demanda de infraestructura civil seguirá en aumento.
Desde Runrún Energético observamos que el presupuesto de $8.700 millones ejecutado en 2025 es un piso necesario, pero para 2026 se requerirá una mayor integración entre los planes de infraestructura provinciales y las inversiones de las operadoras a través de esquemas de colaboración público-privada (PPP).
Data Clave para el suscriptor:
Foco: La provincia busca blindar la “paz social” y la operatividad logística mediante servicios básicos eficientes.
Dato Técnico: El EPAS ha priorizado obras de reacondicionamiento de plantas potabilizadoras que habían quedado obsoletas ante el crecimiento explosivo de la población vinculada al sector energético.
Lo que viene: Se espera que para el segundo semestre de 2026, la provincia licite nuevas obras de captación de agua en el Río Neuquén específicas para uso industrial y residencial combinado.
NEUQUÉN.- El 2025 volvió a ser un buen año para Vaca Muerta y sus proyectos asociados, pero dejó a la gobernación de Neuquén con menos regalías de las que había previsto en su presupuesto, producto de las oscilaciones en el precio del barril de petróleo. Este commodity sobre el cual la provincia no puede incidir, pero del que dependen casi el 70% de sus ingresos corrientes, inició otro año de vaivenes empujado por la intervención de Estados Unidos en Venezuela y la revuelta social en Irán.
La gestión de Rolando Figueroa 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. En la administración neuquina explicaron que diciembre fue “el peor mes”, con una cotización que terminó un 5% abajo respecto de noviembre, pero esperan que actúe como un “piso” para el 2026.
El precio a la baja del crudo en 2025 afectó las regalías de Neuquén.
“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”, definió a EconoJournal la secretaria de Hacienda de Neuquén, Carola Pogliano, quien explicó que el resultado a la baja en las regalías del 2025 se dio por un menor precio del barril de petróleo del esperado.
Los datos oficiales publicados por la subsecretaría de Ingresos Públicos de Neuquén revelaron que, de enero a diciembre, las regalías hidrocarburíferas le aportaron a la canasta de recursos de Neuquén 2,32 billones de pesos, el 46% de los recursos corrientes del año.
Regalías, números
El número quedó unos $ 100.000 millones por debajo de lo que Figueroa había proyectado en la Ley de Presupuesto, por efecto de una menor recaudación de las regalías petrolíferas: 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.
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.
Pogliano explicó que, por el contrario, el tipo de cambio esta vez “jugó a favor”, especialmente a partir del segundo semestre, cuando el gobierno nacional eliminó el sistema de crawling peg que convalidaba una devaluación mensual del 1% menor que la inflación. “Eso ayudó a compensar la caída del precio del barril”, afirmó.
Los datos también fueron buenos en cuanto a la producción en Vaca Muerta. 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. 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 108.400 millones por el mismo concepto.
El presidente Javier Milei junto al gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa.
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. Es decir, a diferencia de lo que ocurrió con el petróleo, Figueroa pudo sobrecumplir la meta en este segmento que, sin embargo, es menos significativo en el acumulado de los recursos de la provincia.
Si bien aún no se conoce el resultado económico del 2025, Pogliano precisó que hubo recursos extraordinarios sobre finales del año que ayudaron a compensar la caja en el consolidado final como los dividendos que ingresaron por la hidroeléctrica de El Chocón y la renegociación de algunas áreas en Vaca Muerta.
Factor Irán y Venezuela
“Este mes no va a ser de holgura, pero lo vamos a ir sorteando. Si bien el dólar va a quedar más alto de lo que presupuestamos para el 2026, ese mayor dólar va a ir compensando también la mayor inflación”, anticipó Pogliano.
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.
Crecimiento para 2026
La provincia espera para este 2026 un crecimiento de la producción de petróleo del 29%, llegando a un promedio diario de 665.720 barriles, sustentado en el no convencional de Vaca Muerta. En función de esas estimaciones, calculó regalías petrolíferas para el año que viene por 2,3 billones de pesos, número que dependerá, otra vez en buena medida, de lo que suceda con el barril en un escenario geopolítico todavía impredecible.
En el gobierno hay quienes conservan la expectativa de el barril pueda alcanzar los 66 dólares en el transcurso del año, aunque no parece ser el pronóstico del ministro de Energía, Gustavo Medele.
Para poner en perspectiva estos números dentro del presupuesto de la provincia, un mes de salarios de los empleados estatales en Neuquén equivale a casi 308.000 millones de pesos. El gobierno necesita echar mano de todas las regalías, de los ingresos de coparticipación federal y de una parte de los ingresos por recaudación de impuestos propios para cubrir ese número que volverá a subir en enero, producto del acuerdo que tiene con los sindicatos para actualizar los haberes trimestralmente con la inflación.
A esos gastos se le suman un compromiso de obra pública de 1 billón de pesos para este año y otro abultado calendario de pagos de deuda pública.
Para entender el presente de Yacimientos Mineros de Agua de Dionisio (YMAD), es necesario retroceder a 1958. Lo que nació como un sueño de desarrollo entre una universidad y una provincia, se convirtió en un laberinto judicial que recién en este 2026 parece encontrar una hoja de ruta clara.
El reciente acuerdo conciliatorio entre la provincia de Catamarca y la Universidad Nacional de Tucumán (UNT) no es solo un trámite administrativo; es la definición de cómo se repartirán miles de millones de pesos provenientes del suelo catamarqueño.
1. El origen: ¿Por qué una universidad recibe dinero de la minería?
La Ley 14.771 creó YMAD para explotar los yacimientos de oro y plata en el “Pedimento Peirano” (Catamarca). Estableció un reparto de utilidades netas muy específico:
60% para la provincia de Catamarca.
40% para la UNT, con una condición: ese porcentaje era para construir su “Ciudad Universitaria”. Una vez terminada la obra, el beneficio de la UNT debía bajar al 20%, y el otro 20% restante distribuirse entre todas las universidades nacionales del país.
2. El conflicto: El acta de 2008 y las causas judiciales
En 2008, las autoridades de la UNT de aquel entonces declararon la obra “terminada” y aceptaron reducir su parte al 20% para tener libre disponibilidad del dinero (sin tener que rendir cuentas por obras).
Esto desató un escándalo: la Ciudad Universitaria estaba lejos de terminarse y los fondos recibidos hasta entonces fueron objeto de denuncias por administración fraudulenta, sobreprecios y colocaciones financieras irregulares. La justicia federal procesó a ex directivos, y Catamarca comenzó a reclamar un mayor control sobre la empresa.
3. El escenario 2026: La “deuda” de los 135.000 metros cuadrados
Tras años de litigio, el nuevo acuerdo ratificado para este año redefine la “deuda” de YMAD con la UNT no en pesos, sino en ladrillos. Se determinó que para considerar finalizada la Ciudad Universitaria, resta construir el equivalente a 135.000 m² de infraestructura moderna.
Las cifras del impacto económico:
Monto estimado: Considerando un costo de construcción de USD 2.000 por m², la inversión necesaria asciende a unos $405.000 millones de pesos.
Comparación: Para tomar dimensión, esta cifra supera en un 15% todo el presupuesto de obra pública que la provincia de Catamarca tiene previsto para 2026 ($351.317 millones).
Origen de los fondos: El dinero sale principalmente de la operación propia de Farallón Negro y de las utilidades que generan las asociaciones con empresas privadas en el área de reserva.
4. ¿Qué cambia a partir de ahora? (Control y Auditoría)
A diferencia del pasado, el flujo de dinero para la UNT en 2026 tiene “candados”:
Restitución condicionada: La UNT vuelve a percibir el 40% de las utilidades, pero solo podrá aplicarlos a planes de obra auditables y aprobados por el directorio de YMAD.
Fondo de Garantía: Se retiene un 8% de los fondos de la universidad para cubrir eventuales juicios, protegiendo el patrimonio de la empresa y de la provincia.
El “Vencimiento” del beneficio: Una vez que se certifique la construcción de los 135.000 m², la UNT pasará definitivamente al 20% de participación, permitiendo que el sistema universitario nacional empiece a percibir su parte por primera vez en la historia.
Conclusión: Una nueva gobernanza
Con el Estado Nacional fuera del directorio desde enero de 2026, YMAD queda bajo control mayoritario de Catamarca (que tiene la presidencia y 3 de los 5 directores). El desafío para la gestión actual será garantizar que cada gramo de oro extraído se convierta efectivamente en infraestructura educativa verificable, cerrando una herida de casi 70 años de promesas incumplidas.
El Brent terminó cerca de los USD 64 por barril y el WTI alrededor de los USD 59. Ambos crudos mostraron variaciones diarias y un comportamiento irregular a lo largo del mes.
Los precios internacionales del petróleo finalizaron la última semana con valores similares a los registrados a comienzos de enero, en un escenario marcado por oscilaciones diarias y señales mixtas en el mercado. El viernes 16 de enero, el crudo Brent, referencia para Europa, cerró en torno a los 64,13 dólares por barril, mientras que el West Texas Intermediate (WTI), de referencia en Estados Unidos, se ubicó cerca de los 59,13 dólares.
Durante la semana, el Brent alcanzó picos levemente superiores a los 65 dólares por barril, aunque también registró jornadas de retroceso. En el balance diario del viernes, el crudo europeo mostró una leve suba respecto de la rueda previa, reflejando una dinámica de ajustes constantes sin una tendencia definida en el corto plazo.
El WTI, en tanto, presentó una mayor volatilidad. Si bien el promedio de enero se mantuvo en torno a los 58,6 dólares por barril, el precio experimentó bajas significativas en algunas ruedas, incluido el cierre del viernes, cuando registró una caída diaria superior al 4%. A lo largo del mes, el crudo estadounidense se movió mayormente dentro de un rango acotado, entre los 58 y 60 dólares.
Datos de mercado indican que, si bien los precios del petróleo se ubicaron en niveles similares o levemente superiores a los de diciembre, el comportamiento de enero estuvo atravesado por fluctuaciones permanentes, sin una dirección clara y sostenida. Analistas coinciden en que esta dinámica responde a factores de corto plazo que impactan sobre la oferta y la demanda global.
En este contexto, el mercado petrolero continúa mostrando cautela, con valores que se mantienen relativamente estables pero sensibles a los cambios en el escenario económico y energético internacional.
El crecimiento sostenido que viene generando el desarrollo de grandes obras estratégicas en torno a la industria y la energía, con foco en Vaca Muerta, activa que firmas con fuerte presencia regional, como Diesel Lange, busquen fortalecer su estructura para estar a tono con un contexto dinámico.
Es por eso que activaron la búsqueda de un/a vendedor/a de equipos de construcción para su operación en la zona, un perfil comercial con experiencia en la venta de maquinaria, orientación al cliente y capacidad para generar relaciones de largo plazo.
Con una flota que se renueva y crece de la mano de esta concesionaria oficial de la reconocida a nivel internacional John Deere, Diesel Lange ya logró posicionarse con una trayectoria consolidada y una red de sucursales que acompañan el desarrollo productivo.
Así, se convirtieron en un socio estratégico para el sector, que espera sumar a un nuevo integrante, que tendrá como responsabilidad la gestión integral del proceso de ventas, la prospección y desarrollo de nuevos clientes, el asesoramiento técnico-comercial sobre equipos John Deere, la elaboración de cotizaciones y el seguimiento de las operaciones.
Para una rutina full-time y presencial, apuntan a postulantes graduados, como mínimo con título de tecnicatura y que ya cuenten con experiencia en puestos similares, con conocimiento en retroexcavadoras, palas cargadoras, motoniveladoras, excavadoras, topadores, entre otros, además de actitud proactiva y orientada al logro de resultados. Se valorarán además, las habilidades de negociación y la disponibilidad para viajar.
Conscientes de la importancia de cumplir con las necesidades de sus clientes en la búsqueda de soluciones, apuntan a ofrecerles una atención integral que les permita fidelizar y ampliar las cuentas claves
El Ministerio de Energía lanzó una fuerte apuesta por el Mar del Norte, el Mar de Noruega y el Ártico. Con un “libro blanco” en marcha para 2027, Oslo busca sostener su rol como principal proveedor de gas de Europa ante la caída de las inversiones.
Noruega ha reafirmado su decisión de consolidarse como el garante energético de Europa. En una medida clave para el futuro de su plataforma continental, el Ministerio de Energía adjudicó participaciones en 57 licencias de exploración de petróleo y gas a un total de 19 empresas. La adjudicación, parte de la ronda anual APA (Áreas Predefinidas), se produce en un momento de tensión entre la necesidad de sostener los ingresos fiscales y el declive natural de sus campos maduros.
“La industria del petróleo y el gas debe desarrollarse, no eliminarse gradualmente”, sostuvo el primer ministro Jonas Gahr Støre. Esta visión se materializará en un documento estratégico -un libro blanco- que el Gobierno enviará al Parlamento en 2027 para fijar las bases de la política energética de la próxima década.
Más de un millón de usuarios perdieron el servicio en los apagones masivos de diciembre y enero.
“Lo que dejan en evidencia estos dos últimos apagones es que el volumen de corte está absolutamente desproporcionado con el nivel de las fallas registradas«: en esos términos describió un alto directivo del sector eléctrico el estado de la red de transporte y distribución de energía en el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA).
La fragilidad del sistema quedó expuesta en los dos últimos apagones de Edesur y Edenor registrados de los últimos 15 días. «Se ven afectados muchos más usuarios de los que deberían si la infraestructura fuese la indicada. Es como bajar por una escalera sin baranda, te caes desde cualquier escalón y te vas directo al piso”, ejemplificó.
En ambos casos, las fallas se registraron en estaciones transformadoras de cabecera de media y baja tensión de las dos distribuidoras.
Cortes de luz de Edenor y Edesur y la falta de inversión
“La falla de este jueves en Edenor fue compleja, pero no te puede llevar puesto 3.300 MW de demanda”, remarcó otro directivo del sector. De fondo, lo que queda en evidencia es la falta de inversión en infraestructura de transporte y distribución como resultado de los congelamientos y atrasos tarifarios en lo que incurrieron de manera casi permanente los gobiernos kirchneristas en los últimos 25 años.
Sólo en escasos períodos durante el primer cuarto de siglo las tarifas alcanzaron a cubrir los costos de operación y expansión del sistema. La norma fue el atraso del valor de la energía que pagan los usuarios, lo que derivó en la imposibilidad de poder cubrir los planes de inversión presentados por los privados.
Por eso, en la actualidad quedan en evidencia las consecuencias de operar sistemas de transmisión y distribución que durante el pico de consumo lo hacen al máximo de su capacidad; a diferencia de lo que sucede en países desarrollados, que incluso en momentos de mucho consumo cuentan con líneas de media y baja tensión de respaldo para diversificar el despacho y no depender de una sola ruta como sucede en la Argentina.
Si se complica una línea, los sistemas N-1 o N-2 de mercados más robustos cuentan con alternativas para encapsular y neutralizar problemas de carga que se registran en la red. Nada de eso sucede en la Argentina, que opera al límite, sin back up en los días de alto consumo de energía.
Sistema de consumo de respaldo insuficiente
En el país no se construyen líneas de alta tensión desde hace años. En el AMBA, donde se consume casi el 50% de la energía de la Argentina, la operación es crítica, sobre todo en días de pico de demanda por altas temperaturas.
En los hechos, la falta de compensación ante un inconveniente o perturbación en el sistema provoca que no se pueda abastecer a la demanda afectada a través de otras líneas ysubestaciones alternativas.
La red eléctrica argentina no funciona como N-1 (N menos uno), lo que en la jerga se conoce a un sistema que opera de manera óptima y confiable porque cuenta con un sistema igual al máximo de consumo de respaldo. Un sistema N-1 implica que una infraestructura energética cuenta con una capacidad que soporta una falla de un elemento clave y puede ser compensada por el mismo sistema.
Existen en el mundo sistemas que operan en N-2 o N-3, como las empresas Hydro-Québec en Canadá y Électricité de France (EDF) de Francia, que son ejemplos mundiales en confiabilidad en la operación que están diseñados para poder absorber más de una falla significativa sin interrumpir masivamente a los usuarios.
Al no poder compensar una falla, el sistema eléctrico argentino termina generando un corte significativo en la demanda. Una fuente del sector consultada por EconoJournal señaló que “la Argentina no funciona como N-1. Sólo es N-1 en condición de baja demanda. En días de mucho calor como el de este jueves el sistema opera al límite”.
La Estación Transformadora Morón de Edenor cubre una demanda de 1.150 MW en líneas de 220 kV, pero la falla de este jueves terminó provocando un colapso en el sistema. Según fuentes oficiales se perdieron un total de 3.100 MW del Sistema Argentino de Interconexión (SADI) con impacto también sobre el segmento de generación de Buenos Aires.
Las fallas se registraron en la conexión del sistema de transporte y las redes de distribución eléctrica de Edenor y Edesur.
AMBA I: la obra que buscaría revertir la situación
Es una obra crítica para todo el segmento de transmisión eléctrica que refuerza el anillo del AMBA. Contempla la construcción de 500 kilómetros de línea de alta tensión y otras obras adyacentes de líneas de 220 kV en las áreas de las distribuidoras Edenor y Edesur. El diseño original fue presentado en 2020 durante el gobierno de Alberto Fernández, que no avanzó más allá del anuncio. También está prevista la obra de AMBA II, que refuerza el sistema del conurbano cerca de General Rodríguez.
El gobierno de Javier Milei está trabajando en un esquema de ampliación general del sistema de transporte eléctrico y en particular tiene prioridad la obra AMBA I. Sin embargo, todavía no definió el instrumento para poder concretar la obra.
A fines de 2024 el Poder Ejecutivo intentó avanzar mediante la creación de un cargo fijo en las facturas de electricidad para toda la demanda del país, pero esa opción no prosperó. En el tercer año del gobierno de Milei, la Secretaría de Energía podría avanzar en un esquema de concesión privada.
Luis Lucero optó por un enfoque pragmático: reconocer los límites históricos de la Argentina, pero también marcar un punto de inflexión
En un foro internacional dominado por la transición energética, la seguridad de abastecimiento y la competencia por capital minero, el Future Minerals Forum realizado en Arabia Saudita, el secretario de Minería de la Nación, Luis Lucero, optó por un enfoque pragmático: reconocer los límites históricos de la Argentina, pero también marcar un punto de inflexión. “Sabemos que tenemos un largo camino para construir confianza”, afirmó el funcionario, al tiempo que subrayó la decisión política de dejar atrás la volatilidad macroeconómica y reconstruir credibilidad como proveedor confiable de minerales.
Más allá de las definiciones económicas, el mensaje tuvo una lectura claramente estratégica: la minería aparece hoy como uno de los pocos sectores con consenso político transversal, condición indispensable para una industria que requiere plazos largos, grandes inversiones y estabilidad regulatoria. Según explicó Lucero durante una entrevista que le realizaron en el marco del foro internacional impulsado por el Estado saudí, gobernadores, legisladores y actores clave del sistema político argentino coinciden —por primera vez en décadas— en que los recursos minerales deben convertirse en un pilar del desarrollo nacional.
En ese marco, el litio se consolida como el activo más avanzado del portafolio argentino. La coordinación entre Salta, Jujuy y Catamarca, a través de la Mesa del Litio, fue presentada como una señal institucional relevante hacia los mercados: provincias de distinto signo político, articuladas entre sí y con el gobierno nacional, en un esquema que facilita inversiones y reduce incertidumbre.
Lucero recordó que en los últimos dieciséis meses se pusieron en marcha cuatro operaciones y proyectó que hacia 2035 la producción podría alcanzar las 650.000 toneladas anuales de carbonato de litio equivalente, posicionando al país como un actor de peso en el abastecimiento global. Pero el énfasis no estuvo solo en los volúmenes, sino en el impacto territorial: empleo formal, salarios competitivos, desarrollo de proveedores y una relación más fluida con las comunidades locales.
El cobre, en cambio, representa el gran desafío de la próxima etapa. Con siete u ocho proyectos de clase mundial distribuidos en distintas provincias, el punto crítico —según el secretario— será la entrada en producción del primer desarrollo. La reactivación de Bajo de la Alumbrera por parte de Glencore fue leída en esa clave: más que por su escala, por la señal que envía al mercado sobre la decisión de volver a producir cobre en la Argentina. A partir de ese hito, sostuvo, el resto de los proyectos tenderá a acelerarse.
El Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) fue otro de los ejes del discurso. Su aprobación con amplio respaldo parlamentario fue presentada como una muestra adicional del consenso político en torno a la minería, identificada desde el inicio como uno de los sectores estratégicos del esquema.
Sin embargo, el mensaje evitó cualquier tono triunfalista. La infraestructura sigue siendo el principal cuello de botella, luego de más de veinte años de desinversión, en un país extenso y con regiones áridas donde el acceso al agua, la energía y la logística es determinante. El horizonte temporal —2035— aparece así como una referencia realista: el plazo necesario para transformar potencial geológico en producción efectiva.
PDAC: del discurso a la agenda concreta
Ese mismo enfoque —menos promesas y más consistencia— es el que empieza a delinear la agenda argentina rumbo al PDAC 2026. En un entorno donde la información circula rápido pero con alto nivel de ruido, la articulación sectorial se vuelve una ventaja competitiva frente a los anuncios aislados.
En ese punto se inscribe la experiencia del Argentina Mining Pavilion, impulsado por Argentina Mining, que busca consolidarse no como un stand más, sino como una plataforma organizada para concentrar actores, ordenar agendas y facilitar el diálogo técnico entre empresas, inversores, proveedores y decisores internacionales. La continuidad y profesionalización de esa presencia son leídas por los mercados como señales de madurez institucional, especialmente valiosas en un ciclo donde cada decisión de capital es evaluada con mayor detalle.
El PDAC vuelve así a funcionar como un espacio de calibración: allí se comparan países, proyectos y marcos regulatorios en tiempo real. En ese escenario, la Argentina tiene la oportunidad de mostrar no solo la magnitud de sus recursos, sino su capacidad de traducirlos en desarrollo concreto. Esa diferencia —más que cualquier eslogan— es la que puede definir qué proyectos avanzan y cuáles quedan, una vez más, en el terreno de las promesas.
Para oportunidades de participación en el Argentina Mining Pavilion – PDAC 2026: pdac@argentinamining.com | +54 9 261 535 4504
La propuesta de Rovella Capital a YPF para quedarse con Manantiales Behr fue de US$ 575 millones.
YPF firmó el convenio de cesión del área convencional Manantiales Behr, su principal campo en la provincia de Chubut, a la empresa Rovella Capital por un monto de US$ 575 millones. Además, la compañía con mayoría estatal anunció la cesión del clúster Malargüe en Mendoza.
La rúbrica de los contratos se realizó este viernes y forman parte del Proyecto Andes, la estrategia de optimización del portafolio de activos convencionales de YPF para focalizar sus inversiones en Vaca Muerta.
Manantiales Behr
El acuerdo de cesión del 100% para la explotación del campo convencional Manantiales Behr se firmó con Limay Energía, perteneciente al Grupo Rovella Capital, la constructora creada por Mario Rovella.
En el proceso de cesión, el grupo se impuso a las propuestas de otras compañías como Pecom, brazo petrolero del grupo Pérez Companc, y Capsa, candidatos naturales para quedarse con Manantiales Behr. Y también a la del Grupo San Martín, un actor local asociado con empresas de servicios norteamericanas, y CGC.
Al cierre del tercer trimestre de 2025, Manantiales Behr tuvo una producción diaria aproximada de 25.000 barriles diarios de petróleo (kbbl/d) y 0,5 millones de metros cúbicos (m3/d) de gas natural.
Además, el acuerdo incluye la concesión de transporte de hidrocarburos sobre los oleoductos El Trébol – Caleta Córdova, Km. 9 – Caleta Córdova, y Manantiales Behr – Cañadón Perdido en Chubut y la venta del stock de materiales en los almacenes de Manantiales Behr y Km 20, según difundió YPF en un hecho relevante ante la Comisión Nacional de Valores (CNV).
YPF aclaró que, de los US$ 575 millones por Manantiales Behr, “el 60% será abonado al cierre de la transacción y el saldo restante dentro de los 12 meses posteriores al cierre”. En tanto, la cesión del clúster Malargüe fue suscripto con la empresa Venoil.
“Ambos procesos quedan sujetos a la aprobación de las autoridades provinciales y, una vez cumplido ese paso, las nuevas operadoras asumirán el control de los bloques”, indicó YPF.
Proyecto Andes
Estas operaciones forman parte de la ronda lanzada en julio del año pasado del Proyecto Andes, liderado por el Banco Santander. Como parte del mismo plan, YPF ya completó el proceso de cesión definitivo de sus siete áreas convencionales en Tierra del Fuego a la empresa provincial Terra Ignis.
“El manejo activo del portafolio es uno de los pilares del Plan 4×4 y permite una reasignación más eficiente del capital hacia proyectos estratégicos, como el desarrollo de Vaca Muerta, con el objetivo de incrementar la rentabilidad, fortalecer la producción no convencional y habilitar exportaciones por 30.000 millones de dólares anuales hacia 2031”, indicó la compañía.
En la continuidad del Plan Andes, YPF firmó los convenios de cesión del clúster Malargüe, en Mendoza, y del área Manantiales Behr, en Chubut, como parte de su estrategia de optimización del portafolio de activos convencionales.
El acuerdo por el clúster Malargüe fue suscripto con Venoil S.A., mientras que el de Manantiales Behr se firmó con Limay Energía S.A, perteneciente al Grupo Rovella Capital. Ambos procesos quedan sujetos a la aprobación de las autoridades provinciales y, una vez cumplido ese paso, las nuevas operadoras asumirán el control de los bloques.
Estas operaciones forman parte de la ronda lanzada en julio de 2025 del Proyecto Andes, liderado por el Banco Santander. En esta misma línea, YPF ya completó el proceso de cesión definitivo de sus 7 áreas convencionales en Tierra del Fuego a la empresa provincial Terra Ignis.
El manejo activo del portafolio es uno de los pilares del Plan 4×4 y permite una reasignación más eficiente del capital hacia proyectos estratégicos, como el desarrollo de Vaca Muerta, con el objetivo de incrementar la rentabilidad, fortalecer la producción no convencional y habilitar exportaciones por 30.000 millones de dólares anuales hacia 2031.
La iniciativa de formación propone una inmersión integral en el negocio durante nueve meses,
YPF puso en marcha el proceso de selección para una nueva edición de su Programa Jóvenes Profesionales, tras contabilizar más de 7.000 inscripciones en los primeros siete días desde la apertura de la convocatoria. La búsqueda de la compañía busca cubrir la demanda de perfiles especializados para sus proyectos de infraestructura y producción.
La estructura de la iniciativa de formación propone una inmersión integral en el negocio durante un periodo de nueve meses. A lo largo de este tiempo, los seleccionados participarán en un esquema que combina el entrenamiento en campo y oficina con la participación activa en proyectos de innovación.
El programa fomenta que los profesionales de amplia trayectoria interactúen con las nuevas generaciones, una dinámica que busca potenciar la transferencia de conocimiento técnico y la visión transversal de toda la cadena de valor de la compañía con la generación de empleo de calidad en los distintos segmentos de la industria del gas y el petróleo.
Florencia Tiscornia, vicepresidenta de Personas y Cultura de YPF, explicó que el propósito es doble: «Por un lado, fortalecer el semillero interno con talento joven que se potencia y se nutre con nuestros profesionales y técnicos de extenso recorrido en la industria, y, por otro, formar a quienes tendrán la responsabilidad de liderar la industria a mediano plazo«.
Requisitos de postulación para los jóvenes profesionales
En cuanto a los requisitos técnicos, la búsqueda se focaliza en graduados recientes de las carreras de Ingeniería en Petróleo, Química, Industrial, Mecánica, Electromecánica, Civil y Electrónica, y carreras en Geociencias, Ciencias Económicas, Comercialización y Tecnología.
La postulación continúa vigente a través de las plataformas digitales de YPF
Los aspirantes deben tener entre 22 y 28 años, contar con un nivel de inglés intermedio o avanzado y demostrar un rendimiento académico sólido. Además, la propuesta requiere disponibilidad para la relocalización en puntos clave de la operación como Neuquén, Mendoza y Buenos Aires.
El proceso de evaluación se caracteriza por su rigurosidad, dividido en múltiples etapas que comienzan con la inscripción digital y continúan con exámenes de razonamiento e idiomas. Posteriormente, los candidatos atraviesan dinámicas grupales y un diagnóstico de competencias, ya sea de forma presencial o virtual.
La fase final consiste en entrevistas personales con los líderes de las distintas áreas operativas y los exámenes médicos de rigor antes del ingreso formal a la compañía. La postulación continúa vigente a través de las plataformas digitales de YPF, donde se centraliza la recepción de perfiles para las diferentes regiones operativas.
Destilería Argentina de Petróleo S.A. (DAPSA), empresa perteneciente al holding Sociedad Comercial del Plata, anunció hoy la firma de un acuerdo estratégico con la norteamericana Chevron, para la Comercialización de Combustibles en la Región.
Este acuerdo 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.
DAPSA también se encargó de aclarar que, además de este nuevo desarrollo estratégico, continuará comercializando productos de origen local a través de su red de estaciones de servicio en Argentina, asegurando la continuidad de su oferta comercial actual.
Para DAPSA el acuerdo supone un hito clave en su estrategia de regionalización, que le permitirá trascender las fronteras y expandir su red de estaciones de servicio al resto de los países de la región. Fuentes de la empresa indicaron que “si bien no hay precisiones está contemplada la posibilidad de un rebranding de la red unificando la totalidad de sus desarrollos de estaciones de servicio en la región bajo una misma bandera”.
Finalmente, respecto de las implicancias futuras del acuerdo, fuentes de DAPSA manifestaron que “por razones estratégicas y la confidencialidad propia de este tipo de acuerdos, todavía no es posible develar la totalidad de los detalles de la operación, pero estamos muy entusiasmados con este nuevo escenario y las grandes oportunidades que supone un acuerdo de esta magnitud. Ya estamos trabajando intensamente para avanzar progresivamente sumando socios estratégicos regionales y seguir creciendo de manera sostenida, impulsando el desarrollo de nuestros operadores a otro nivel pero sosteniendo siempre la confiabilidad, cercanía con el operador y transparencia que son los valores diferenciales que nos han acompañado a lo largo de nuestra trayectoria”
El convenio establece un marco de cooperación que permitirá evaluar nuevas áreas de integración en el negocio energético
Destilería Argentina de Petróleo S.A. (DAPSA), empresa del holding Sociedad Comercial del Plata S.A., firmó un acuerdo estratégico con Chevron Products Company, división de Chevron U.S.A. Inc., para la comercialización de combustibles en la región.
El entendimiento marca el inicio formal de una relación orientada a potenciar el crecimiento de la compañía argentina a partir del acceso a los commodities y la red comercial de la petrolera estadounidense.
El acuerdo
Según informaron las compañías, el convenio establece un marco de cooperación que permitirá evaluar nuevas áreas de integración en el negocio energético.
Entre los ejes a analizar se destaca la posible expansión de la logística de abastecimiento de DAPSA, con el objetivo de fortalecer su capacidad operativa y su presencia en los mercados regionales.
Alianza estratégica
El acuerdo también contempla condiciones comerciales diseñadas para que DAPSA pueda ampliar su participación en la región mediante una propuesta de valor más competitiva.
La estrategia apunta a diversificar el portafolio de productos y servicios, al tiempo que se refuerza la oferta destinada a clientes mayoristas y a la red de estaciones de servicio, según informaron.
Desde la compañía aclararon que, más allá de este nuevo desarrollo estratégico con Chevron, DAPSA continuará comercializando productos de origen local en su red de estaciones en la Argentina, garantizando la continuidad de su operación y de su esquema comercial actual.
Operación
DAPSA opera cerca de 200 estaciones de servicio en todo el país y cuenta con una terminal portuaria en Dock Sud con una capacidad de almacenamiento superior a los 140.000 metros cúbicos. Esa infraestructura está interconectada por oleoductos con las principales refinerías y terminales portuarias de la región, lo que le permite abastecer tanto al mercado interno como a clientes regionales.
Además, la compañía concentra aproximadamente el 10% de la producción local de lubricantes y alrededor del 60% del mercado de grasas lubricantes, una posición que busca fortalecer a partir de esta alianza con Chevron.
El acuerdo se enmarca en la estrategia de regionalización de DAPSA, que tiene como objetivo ampliar su huella comercial más allá del mercado argentino y consolidarse como un actor relevante en la cadena de suministro de combustibles y productos derivados en el Cono Sur, detallaron.
La firma argentina Dosbio desarrolla un modelo de economía circular mediante la transformación de pasivos ambientales en activos energéticos de alto valor. Con acuerdos técnicos en Entre Ríos para procesar residuos avícolas y un primer proyecto de generación térmica en Santa Fe, a partir de biogás, la compañía escala su tecnología patentada de biofertilizantes hacia el mercado europeo, posicionando al país como un nuevo actor en la producción de moléculas verdes.
La empresa, nacida en 2015 y liderada por su CEO, Juan Khouri, , se apoya en el desarrollo de los que denomina “yacimientos bioenergéticos” en provincias como Entre Ríos, Santa Fe y Buenos Aires. A través del aprovechamiento de Biogás, Biometano, BioGNL, BioGNC y BioCO₂, la firma busca dar una solución ambiental definitiva a los residuos orgánicos mientras sustituye el uso de energías fósiles y cubrir la demanda de gas con fuente no fósil.
En este sentido, la cooperación tecnológica con el gobierno entrerriano representa un hito relevante, ya que “apunta a evaluar la factibilidad económica de transformar el guano aviar y la cama de pollo en energía renovable, resolviendo un problema recurrente para los municipios y productores locales”, explicó Khouri a EconoJournal.
Un proyecto de expansión que aspira al RIGI
Este plan contempla una inversión estimada de US$200 millones, para la instalación de dos plantas de biogás situadas estratégicamente cerca de los centros productivos de la zona de Crespo y San José. El proyecto técnico prevé alcanzar una escala de 300.000 m³ diarios de biometano en un plazo de ocho años, aprovechando el marco normativo del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI).
Una parte de este combustible se inyectará en los gasoductos de distribución, mientras que el excedente se someterá a un proceso de licuefacción para su exportación como BioGNL. Khouri destacó que el potencial de generación de bioenergia en Entre Ríos es tan significativo que iguala en términos de volumen de gas a yacimientos convencionales de la talla de Manantiales Behr, en la provincia de Chubut.
Al respecto, resultó fundamental la firma durante el 2026 de dos importantes documentos: Un MOU con la provincia de Entre Ríos para colaborar en soluciones bioenergéticas y de sustentabilidad, y un convenio con el Municipio de Crespo, para la puesta en funcionamiento de un biodigestor a principios de 2026, mientras se realizan los estudios de prefactibilidad para el proyecto de escala.
Simultáneamente, la expansión hacia la provincia de Santa Fe refuerza esta red con la construcción de una central térmica de biogás que funcionará como plataforma para un proyecto piloto de derivados de hidrógeno verde. Esta iniciativa se vincula con la internacionalización de la firma a través de su filial Dosbio GmbH en Alemania.
Patente global y planta piloto en Alemania
Verónica Tito, socia de Dosbio y Directora de Asuntos Legales y Corporativos, destacó que la empresa obtuvo en 2024 una patente global para la solidificación de efluentes líquidos y su conversión en biofertilizantes multinutrientes, y gracias al vínculo con la Cámara de Industria y Comercio de Alemania en la Argentina – AHK, este desarrollo fue presentado en la feria Euroter Energy.
A partir de ahí surgió la oportunidad de dar inicio a un proyecto piloto en Alemania y crear la empresa Dosbio Gmbh, lo cual permitió cerrar los primeros acuerdos de comercialización en Hamburgo para distribuir el producto en la Comunidad Europea.
En la Argentina, esta estrategia de desarrollo permite que la existencia de las plantas de biogás no dependa exclusivamente de los contratos de compra energía eléctrica con Cammesa, cuyos valores suelen ser elevados para el sector privado, sino que se sustenten en la industrialización de subproductos de alta demanda global.
Marcelo Cerutti, intendente de Crepo, y Juan Khouri, CEO de Dosbio.
El desafío es mostrar al mercado la posibilidad de producir bioenergías a precios competitivos, atractivo para sectores que requieren descarbonización como el transporte pesado, el transporte marítimo y grandes industrias cuyos productos se exportan principalmente al mercado europeo y serán cada vez más objeto del mecanismo de ajuste en frontera, señaló Verónica Tito.
Y añadió que el marco regulatorio habilitante para la inyección de biometano en las redes de gas natural está vigente en el país a través de la NAG 602, y Dosbio se propone ser pionero en el despliegue de estas energías de suma relevancia para la diversificación de la matriz energética en el marco de la transición.
Mientras el mercado del hidrógeno verde aún se encuentra en fase de consolidación, los derivados biogénicos ya representan una realidad comercial en Europa, especialmente en naciones como Alemania, Francia, Dinamarca y Países Bajos. En vista de las posibilidad que refleja el sector resta definir, como desafío de expansión, la posibilidad de generar una plataforma de trazabilidad que permita verificar el origen del combustible y usar sus atributos de bajas emisiones en las huellas de carbono de quienes adquieran dichos certificados.
De esta manera, Dosbio utiliza la innovación tecnológica para dinamizar las economías regionales, disminuir las emisiones de gases de efecto invernadero y ofrecer soluciones de abastecimiento energético a pequeñas localidades, transformando un desafío ambiental en una oportunidad de exportación de tecnología y descarbonización argentina.
El Gobierno Nacional, a través de la resolución 13/2026 de la Secretaría de Energía (en la órbita de Economía), definió nuevos bloques de consumo de electricidad con subsidio para los meses de altas temperaturas en provincias del Noroeste (NOA) y del Noreste argentino (NEA). Ello, mientras articula el régimen de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF), que viene a sustituir al esquema tarifario según tres niveles de ingresos (N1, N2 y N3), por otro mas acotado a dos categorías: Con y Sin subsidio estatal, en procura de una mayor reducción.
La medida ahora dispuesta y oficializada se apoya en la clasificación climática de la norma IRAM 11603, que identifica zonas “muy cálidas” y “cálidas” en gran parte del norte argentino. Sobre esa base, se eleva el tope de consumo con subsidio en los meses de mayor calor, es decir diciembre, enero y febrero:
En las zonas muy cálidas del NOA y NEA, 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.
Asimismo, en mayo, junio, julio y agosto el bloque subsidiado será de 300 kWh mensuales en todo el país.
Y en marzo, abril, setiembre, octubre y noviembre el bloque subsidiado baja a 150 kWh mensuales en todo el país.
La Resolución 13/2026 estableció que “el nuevo régimen de subsidios SEF tendrá impacto en las facturas de los usuarios de electricidad, gas natural y gas propano indiluído por redes, a partir de la fecha de publicación de la medida y de la fecha de publicación de las resoluciones de esta Secretaría correspondientes a los precios mayoristas de la energía (PEST, Precio Anualizado Uniforme y precio de gas propano redes) sobre los cuales aplicará el SEF, la que resulte posterior en cada caso”. Se estima que será en Febrero.
Energía describió para el subsidio de bloques ahora definido en electricidad que “el objetivo es 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 al gas por redes y la electricidad es el principal recurso para refrigerar los hogares”.
“De este modo, el SEF mantiene la lógica de topes y estacionalidad del subsidio, pero introduce un criterio de equidad territorial, para que los hogares vulnerables del NOA y NEA cuenten con un bloque de consumo subsidiado acorde a su nivel de exigencia térmica”, indicó la cartera a cargo de María Tettamanti.
Y se afirmó que “esta decisión recoge los planteos realizados por provincias, entes reguladores y defensorías del pueblo durante la Consulta Pública del nuevo esquema de subsidios, y refuerza el objetivo central del SEF: focalizar la ayuda del Estado en quienes realmente la necesitan en todo el país”.
Subsecretaría y transición
A través de la R-13/2026 Energía instruyó a la Subsecretaría de Transición y Planeamiento Energético, a cargo de Antonio Milanese, para que asuma la gestión operativa del Registro de Subsidios Energéticos Focalizados (ReSEF) creado por el Decreto 943/2025.
Administrará el padrón de beneficiarios y los mecanismos de inscripción, consulta y revisión, aplicando los criterios de inclusión y exclusión según los indicadores de exteriorización patrimonial del usuario.
En el artículo 3 de la misma Resolución se determina “la correspondencia” entre los bloques de consumo base para las distintas categorías de usuarios gas natural fijados en la Resolución 686/2022 y las categorías de usuarios de gas propano indiluido por redes.
Esta Subsecretaría podrá “actualizar los parámetros técnicos vinculados a consumos base, estacionalidad y zonificación bioambiental, sobre la base de evidencia objetiva y criterios técnicos fundados”. También, “proponer ajustes en las bonificaciones, conforme a evaluaciones periódicas de impacto fiscal, social y energético”, señala la R-13/26.
Asimismo, se la instruye para “implementar y administrar los cruces de información para verificar lo declarado por los solicitantes del régimen de subsidio SEF, mediante el acceso e intercambio de datos con bases administradas por otros organismos públicos, en particular la ANSES, la Agencia de Recaudación ARCA, y el Sistema de Identificación Nacional Tributario y Social SINTyS, en el marco del consentimiento prestado por los solicitantes y lo dispuesto por la Ley 25.326 de Protección de los Datos Personales”.
La ANSES “deberá colaborar”, mediante la provisión y verificación de información destinada a identificar la composición de los hogares y de sus integrantes, conforme a los criterios utilizados por dicho organismo para la identificación de vínculos familiares y convivenciales, en el marco de sus competencias, puntualiza la Resolución.
El articulado de la R-13/26 señala además que el ENARGAS y al ENRE, hasta que se encuentre en funciones el Ente unificado ENRGE, y aquellos entes de jurisdicción provincial que adhieran al régimen de SEF, deben instruir a las prestadoras de su jurisdicción para que “remitan a la Subsecretaría de Transición y Planeamiento Energético la información relativa a los consumos efectivamente subsidiados y facturados de los usuarios beneficiarios del citado régimen”.
También instruye a la Subsecretaría para que, “con la colaboración de la ANSES, dentro de un plazo de 6 meses contados a partir de la fecha de publicación de la R-13/26, realice todas las adecuaciones necesarias para la migración de los beneficiarios y de los beneficios del Programa HOGAR (garrafas de GLP) al régimen de Subsidios SEF, incluyendo la determinación del consumo base indispensable medido en cantidad de garrafas de DIEZ (10) kilos por mes o por período estacional y por hogar”.
Dicha cartera deberá determinar e instrumentar la forma en que se efectivizará la asignación de los beneficios a los usuarios de garrafas de gas licuado de petróleo (GLP) envasado en garrafas de DIEZ (10) kilos, incluyendo la firma de acuerdos con entidades financieras, billeteras digitales interoperables y otros proveedores de servicios de pago, para la implementación de los beneficios a través de mecanismos de descuento o reembolso.
En la misma fecha de inicio de la aplicación del SEF a los servicios de gas natural y gas propano por redes, cesará la aplicación de los beneficios derivados del programa conocido como “Tarifa Social Federal de Gas”.
En medio de las elevadas temperaturas, al menos cuatro millones de personas quedaron sin luz este jueves por la tarde en el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA). Esto se debió a una falla técnica en la subestación eléctrica Morón, de la distribuidora Edenor, que provocó la desconexión de cuatro líneas de alta tensión.
La demanda eléctrica en el Gran Buenos Aires cayó 32% en cuestión de minutos, de 10.262 a 6.951 MW, según informó la página oficial de Cammesa, la compañía con control estatal encargada del despacho eléctrico.
“La falla en la subestación provocó el desenganche de cuatro líneas de 220 KW entre Morón-Rodríguez, operadas por Edenor, y se perdieron 3.311 MW de energía”, explicaron fuentes oficiales.
Alrededor de un millón de usuarios de Edenor y 200.000 de Edesur quedaron sin luz. Se calcula que, por cada medidor, hay cuatro personas afectadas.
Aproximadamente a las 14:45 se registró una falla en la Subestación Morón, en el nivel de 220 kV, que tuvo un impacto inicial sobre alrededor de 800.000 clientes.
A los 30 minutos de iniciado el incidente, más del 50 % de los usuarios ya contaban con el servicio eléctrico…
Edenor había advertido en sus redes sociales sobre una alerta meteorológica para la tarde de este jueves. “El Servicio Meteorológico Nacional informa alerta amarilla por tormentas para las próximas horas en toda nuestra área de concesión. Se espera abundante caída de agua en cortos periodos e intensa actividad eléctrica”, escribió en X.
Después, en la misma red social, explicó que la falla eléctrica tuvo un impacto inicial sobre alrededor de 800.000 clientes y que, a los 30 minutos de iniciado el incidente, más del 50% de los usuarios ya contaban con el servicio eléctrico normalizado.
“La contingencia comprometió cerca de un tercio de la demanda total de Edenor, con incidencia en el corredor norte y oeste del área de concesión. Inmediatamente, luego de detectada la falla, se activaron los protocolos operativos de reposición del suministro. Dentro de la primera hora, más del 90% de los usuarios inicialmente alcanzados ya se encontraba con el servicio restablecido”, agregó.
Los usuarios de Edesur también se vieron afectados debido a que el sistema de distribución eléctrica está interconectado. “Esta tarde, lamentablemente, se produjo una falla en el sistema de alta tensión de otra distribuidora que, por arrastre, afectó clientes en la zona de Edesur. El servicio se normalizó por etapas y en coordinación con otros actores del sistema”, dijo, por su parte, la distribuidora que brinda el servicio en la zona sur del AMBA.
La página oficial del Ente Regulador de la Electricidad (ENRE) dejó de funcionar y no hubo información oficial sobre el apagón.
El Gobierno nacional puso en marcha el nuevo sistema de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF), el cual abarca los servicios de electricidad, gas natural por redes, gas propano y gas licuado de petróleo (GLP) envasado en garrafas.
Con este sistema, se abandonó la segmentación tarifaria y solo quedaron en pie dos categorías: con subsidios y sin subsidios. Así miles de hogares de clase media serán tratados ahora de la misma manera que aquellos de mayores ingresos y pasarán a pagar la tarifa plena por sus consumos.
Asimismo, el porcentaje del precio que cubrirá el Estado no será fijo. A lo largo de 2026 se aplicará un sendero decreciente de subsidios para los hogares alcanzados por el nuevo esquema SEF.
Para la implementación de este régimen, se creó el Registro de Subsidios Energéticos Focalizados (ReSEF), que utilizará la información actual del Registro de Acceso a los Subsidios a la Energía (RASE).
Los usuarios podrán actualizar sus datos y la composición de su grupo familiar a través de formularios digitales o de forma presencial en las oficinas de la Administración Nacional de la Seguridad Social (ANSES).
La medida se oficializó mediante la Resolución 13/2026 de la Secretaría de Energía, publicada este viernes en el Boletín Oficial.
En esta norma se instruye a la Subsecretaría de Transición y Planeamiento Energético para que asuma la gestión operativa del padrón de beneficiarios y los mecanismos de inscripción y revisión. El nuevo sistema establece bloques de consumo base para la energía eléctrica.
De forma general, el límite subsidiado será de 300 kWh para los meses de verano (diciembre, enero y febrero) y de invierno (mayo a agosto), y de 150 kWh para el resto del año.
Sin embargo, la normativa contempla consumos base diferenciales para zonas cálidas y muy cálidas, con topes de hasta 370 kWh y 550 kWh respectivamente durante los meses de verano.
En cuanto al gas, se mantienen los bloques de consumo establecidos en normativas previas, incluyendo a los usuarios de gas propano indiluido por redes.
Por otra parte, la Secretaría de Energía dispuso un plazo de seis meses para completar la migración de los beneficiarios del Programa Hogar (garrafas) al nuevo régimen de subsidios focalizados.
El Gobierno prorrogó por 60 días la firma de contratos para el almacenamiento de energía correspondientes al programa “AlmaGBA”, que tiene como objetivo tener reservas para el caso de saturación del sistema.
La medida otorga un periodo adicional de 60 días hábiles para completar la suscripción de los acuerdos necesarios para poner en marcha los proyectos. Esta prórroga rige de forma retroactiva desde el 12 de enero de 2026, según la Resolución 14/2026 de la Secretaría de Energía.
La norma detalla que la decisión responde a pedidos específicos de empresas adjudicatarias que atraviesan procesos de reordenamiento societario o requieren plazos administrativos adicionales.
Hasta la fecha, se han firmado siete contratos que representan una potencia total de 449 megavatios (MW). Con esta extensión, se busca concretar la firma de los cinco contratos restantes, que suman una potencia adjudicada de 264 MW y que aún están pendientes de formalización.
El proyecto AlmaGBA es una convocatoria abierta, tanto nacional como internacional, destinada a celebrar contratos de generación de almacenamiento de energía eléctrica.
El objetivo de este sistema es mejorar la confiabilidad del funcionamiento eléctrico en el Gran Buenos Aires (GBA) y en el Sistema Argentino de Interconexión (SADI).
Originalmente, el proyecto contemplaba una potencia de 500 MW, pero la Secretaría de Energía decidió ampliarla con 150 MW adicionales debido a los beneficios técnicos y los costos convenientes presentados en las ofertas.
En este esquema, las empresas distribuidoras Edenor y Edesur actúan como compradoras, mientras que la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA) interviene como garante de pago de última instancia.
En el marco del juicio por la expropiación de YPF, los fondos demandantes presentaron en los tribunales de Nueva York un pedido para que la jueza Loretta Preska declare en desacato a la Argentina, entre otras sanciones.
Los abogados de Petersen y Eton Park, con el respaldo financiero de Burford Capital para el litigio, solicitaron al menos cinco sanciones contra la Argentina por la expropiación de la petrolera que hizo el kirchnerismo en 2012. El país enfrenta una sentencia en contra por US$ 16.100 millones más los intereses acumulados.
Burford elevó ayer un pedido a la jueza para que declare en desacato y sancione a la Argentina por no entregar la documentación requerida en lo que concierne a chats y mails entre funcionarios nacionales. El fondo busca establecer la vinculación entre YPF y el Estado Nacional (alter ego).
“Argentina ha cumplido plena y ampliamente con el proceso de discovery, incluso mediante la entrega de más de 113.000 páginas de documentos y el testimonio de diversos funcionarios del gobierno argentino”, afirmaron fuentes de la Procuración.
Asimismo, agregaron que la moción constituye el intento más reciente del financiador de litigios Burford Capital de “hostigar a la República mediante solicitudes de discovery intrusivas y desproporcionadas”, como parte de lo que su CEO ha manifestado a los inversores que es una estrategia para “poner arena en los engranajes” de la recuperación económica de la Argentina.
Desde la defensa argentina señalaron además que el pedido de sanciones debe leerse en el contexto de los avances recientes logrados por la Argentina en el plano judicial, que han deteriorado la posición procesal de Burford.
Entre esos antecedentes, mencionaron la audiencia de apelación de la sentencia condenatoria por US$16.000 millones, que derivó en una caída superior al 20% en el valor de las acciones del fondo, el stay otorgado por la Cámara de Apelaciones del Segundo Circuito sobre la orden de entrega de las acciones de YPF, el respaldo expreso de Estados Unidos, Israel y más de una decena de países y organizaciones internacionales, y el rechazo del reconocimiento de la sentencia en la justicia irlandesa.
“Ante este escenario, a Burford se le van limitando las herramientas procesales para mejorar su posición y recurre ahora a un planteo de desacato, aun cuando la Argentina está cumpliendo con el discovery”, señalaron las fuentes.
“Se trata de una estrategia de hostigamiento para presionar al país y forzar una negociación desde una posición que ya no tiene”, destacaron.
Más allá de esta presentación del fondo Burford, desde la Procuración indicaron que Argentina “continuará cumpliendo con el proceso de discovery siempre dentro de lo permitido por la Constitución y las leyes argentinas, mientras la Cámara de Apelaciones de los Estados Unidos para el Segundo
Circuito analiza las apelaciones interpuestas contra las órdenes sin precedentes dictadas por el Tribunal de Distrito en este caso”.
El Gobierno de Tierra del Fuego decidió vetar la ley sancionada el 22 de diciembre de 2025 que proponía incrementar al 28% la coparticipación municipal sobre las regalías derivadas de la actividad hidrocarburífera. Esta medida se formalizó mediante el Decreto N.º 0042/26, firmado el 12 de enero de 2026, y se fundamenta en la necesidad de preservar el equilibrio fiscal y la falta de estudios técnicos adecuados para respaldar la iniciativa.
En el decreto, el Ejecutivo provincial argumenta que las regalías representan un pilar fundamental del financiamiento para servicios esenciales como salud, educación y seguridad. Además, señala que la ley vetada implicaba una transferencia de recursos a los municipios sin que se contemple una transferencia equivalente de competencias, lo que podría afectar la administración provincial.
Sin embargo, el propio texto del veto reconoce que los beneficios fiscales y operativos concedidos a la empresa Terra Ignis, en el marco del régimen hidrocarburífero vigente, provocarán una disminución en la recaudación de regalías para la Provincia. Según estimaciones oficiales, este impacto económico podría alcanzar los USD 140 millones, afectando también los ingresos municipales.
Este veto se suma a otros dictados por el Ejecutivo durante la última semana, que anularon leyes aprobadas por unanimidad en la Legislatura. En todos los casos, la justificación oficial gira en torno al cuidado de los recursos públicos y la sustentabilidad fiscal, pero esta reiteración ha generado cuestionamientos sobre el uso frecuente del veto como herramienta política.
La situación se agrava ante el hecho de que el Gobierno no promovió ni impulsó el debate del Presupuesto Provincial para 2026, por lo que la administración se encuentra operando con partidas reconducidas. Esta circunstancia amplía la discrecionalidad del Ejecutivo y debilita la planificación económica, en un escenario donde se invocan criterios de prudencia fiscal para frenar leyes aprobadas por el Parlamento.
La acumulación de vetos ha profundizado la tensión entre el Poder Ejecutivo y la Legislatura, reavivando un conflicto estructural sobre el rol del Parlamento, la previsibilidad institucional y el uso recurrente del veto. El debate pone en evidencia la ausencia de una estrategia integral para ordenar las cuentas públicas y la postergación de una discusión presupuestaria clave para la provincia.
Dos petroleros operados por griegos fueron atacados por drones el martes cerca de la terminal del Consorcio del Oleoducto del Caspio (CPC), que gestiona cerca del 80% del petróleo exportado por Kazajstán.
Según informó la agencia Reuters, los buques esperaban para cargar petróleo procedente de los grandes yacimientos de Tengizchevroil y Karachaganak, dos de los más importantes de Kazajstán, explotados por consorcios internacionales en los que participan empresas de Estados Unidos, Italia, Rusia y Kazajstán.
El primer petrolero, Delta Harmony, gestionado por la empresa griega Delta Tankers, iba a cargar petróleo de Tengizchevroil, mientras que el segundo, Matilda, gestionado por Thenamaris, iba a cargar petróleo de Karachaganak.
📹🇷🇺 | Rusia condena enérgicamente el ataque de drones ucranianos contra dos buques civiles comerciales en el mar Negro. Moscú cuestiona el interés de #Ucrania por la estabilidad energética global.
Según un portavoz de Thenamaris, el Matilda fue alcanzado por dos drones mientras estaba en modo lastre, es decir, sus tanques no tenían petróleo sino agua en su interior con fines de estabilización, a unas 30 millas de la terminal de CPC. El incendio que se declaró en cubierta se extinguió de inmediato, los daños fueron menores y totalmente reparables, y no se registraron heridos. Según la compañía, el buque ha sido retirado de la zona.
El oleoducto CPC transporta petróleo desde los yacimientos kazajos hasta la terminal de Yuzhnaya Ozereyevka, en el Mar Negro, cerca de Novorossiysk (Rusia), y es un punto estratégico para las exportaciones de la región a los mercados internacionales.
El convenio habilita la incorporación de dos equipos perforadores de última generación
DLS Archer y Patterson-UTI firmaron un acuerdo estratégico que permitirá atender la creciente demanda de servicios de perforación de alta calidad en las operaciones no convencionales de Vaca Muerta.
El convenio habilita la incorporación de dos equipos perforadores de última generación, diseñados para optimizar la eficiencia en la perforación de pozos en áreas no convencionales como Vaca Muerta. Según informaron las compañías, estos equipos apuntan a mejorar los tiempos operativos, elevar los estándares de seguridad y acompañar el ritmo de expansión de los proyectos en la formación neuquina.
Los nuevos equipos de perforación
La iniciativa se enmarca en el reciente contrato que suscribió DLS con YPF, que se transformó en el mayor contrato de perforación en Vaca Muerta. Este acuerdo con la petrolera bajo control estatal consolidó la posición de DLS como uno de los principales proveedores de servicios de drilling en el segmento no convencional y aceleró la necesidad de ampliar su flota de equipo, indicaron desde la empresa.
Gerardo Molinaro, VP de Land Drilling en DLS Archer, destacó el alcance estratégico del entendimiento con Patterson-UTI: “Nos permite expandir nuestra presencia en el mercado no convencional de Vaca Muerta, dar cumplimiento al nuevo contrato con YPF, anticiparnos a la mayor demanda de equipos perforadores de estas características y reforzar nuestra estrategia de crecimiento, iniciada hace dos años con la adquisición de ADA, nuestra empresa especializada en perforación con presión controlada (Managed Pressure Drilling – MPD)”.
Vaca Muerta como objetivo final del acuerdo
El acuerdo apunta a potenciar la propuesta de valor en términos de eficiencia y seguridad
Desde DLS Archer y Patterson-UTI remarcaron que el acuerdo no solo apunta a incrementar la capacidad operativa en la cuenca, sino también a potenciar la propuesta de valor en términos de eficiencia y seguridad. “La combinación de experiencia técnica, tecnología de última generación y optimización de recursos permitirá ofrecer soluciones de alto valor agregado para los operadores que desarrollan proyectos en Vaca Muerta”, precisaron.
Asimismo, desde las compañías detallaron que el entendimiento entre DLS Archer y Patterson-UTI también refuerza la presencia de ambas organizaciones en el mercado argentino, en un momento en el que la actividad de perforación en la formación shale muestra señales de crecimiento sostenido.
La incorporación de los nuevos equipos se proyecta como un paso clave para acompañar la demanda prevista para los próximos meses y consolidar el posicionamiento de las compañías en el corazón del desarrollo energético del país, concluyeron.
El mercado del GNC en Argentina ha completado un ciclo de diez años marcado por una retracción estructural sin precedentes desde su masificación en la década de 1980. Los indicadores de la industria reflejan que, entre 2015 y 2025, el ritmo de adaptaciones vehiculares se redujo en un 70 %. Este fenómeno, que llevó las conversiones anuales de 188.340 a poco menos de 59.000 unidades, no responde a un evento disruptivo único, sino a la convergencia de variables económicas, tecnológicas y regulatorias que alteraron la ecuación de valor para el usuario final.
Durante décadas, la adopción del GNC fue impulsada por una brecha de precio significativa respecto a los combustibles líquidos, que permitía amortizar la inversión inicial en plazos previsibles. Sin embargo, en el último decenio, la relación entre el costo del equipo de conversión y el ahorro por kilómetro sufrió una distorsión sistemática. El incremento en el valor de los componentes —especialmente en sistemas de inyección de quinta y sexta generación— y la actualización de las tarifas de mantenimiento técnico prolongaron los tiempos de recupero de capital.
Esta pérdida de competitividad relativa transformó el perfil del consumidor. Mientras que hasta mediados de la década pasada el GNC era una opción recurrente para el usuario particular de clase media, el mercado actual se ha desplazado hacia el segmento de uso intensivo. En 2025, la lógica de conversión se sostiene principalmente en flotas comerciales, servicios de transporte de pasajeros y logística liviana, donde el volumen de kilómetros recorridos justifica el desembolso inicial a pesar de la inestabilidad en los precios relativos.
La infraestructura de suministro también ha jugado un rol determinante en la percepción de viabilidad del combustible. Si bien la red de gasoductos e instalaciones de carga es una de las más desarrolladas del mundo, la gestión del sistema frente a los picos de demanda invernal generó señales de incertidumbre. Las restricciones de carga en estaciones de servicio durante periodos de alta demanda doméstica afectaron la confiabilidad percibida del sistema.
Este escenario de disponibilidad condicionada trasladó la discusión de lo técnico a lo logístico. Para muchos usuarios potenciales, el riesgo operativo de no contar con suministro fluido durante los meses de invierno se convirtió en una barrera de entrada que el ahorro económico ya no lograba compensar. En términos de mercado, la certidumbre sobre el abastecimiento se reveló como un activo tan crítico como el precio mismo del metro cúbico.
El factor tecnológico y el parque automotor moderno
La evolución de la industria automotriz ha presentado desafíos adicionales para la expansión del gas vehicular. La creciente complejidad de los sistemas de inyección electrónica y la implementación de tecnologías turbo en motores de baja cilindrada exigen equipos de conversión más sofisticados y costosos. A diferencia de las mecánicas simples de años anteriores, las adaptaciones actuales requieren una integración profunda con la computadora de abordo del vehículo para evitar fallas en el diagnóstico o pérdida de rendimiento.
A esto se suma la política de garantías de las terminales automotrices. La mayoría de los fabricantes establecidos en el país mantienen restricciones severas respecto a la modificación de los sistemas de combustible, lo que invalida la cobertura oficial ante cualquier desperfecto en el motor. Para el comprador de unidades nuevas, esta condición actúa como un desincentivo directo, limitando el mercado de conversiones a vehículos fuera de garantía o a modelos específicos diseñados desde fábrica para el uso de gas, cuya oferta sigue siendo marginal en el mercado local.
Infraestructura instalada: El activo estratégico
A pesar de la caída en el volumen de ventas y conversiones, el sector conserva una ventaja competitiva de carácter físico: una red de más de 2.000 estaciones de servicio distribuidas en todo el territorio nacional. Esta infraestructura, desarrollada a lo largo de cuarenta años, representa una barrera de entrada nula para cualquier intento de reactivación del combustible.
Desde la perspectiva del sector estacionero, el GNC ha pasado de ser un eje de crecimiento a un componente de sostenibilidad operativa. Aunque el consumo potencial se ha reducido, la demanda de los clientes fijos y profesionales mantiene la operatividad de las estaciones. En términos macroeconómicos, el uso de gas de producción local en lugar de combustibles líquidos importados sigue siendo un factor de alivio para la balanza comercial, especialmente en contextos de escasez de divisas y necesidad de sustitución de importaciones de gasoil y naftas de alto octanaje.
Actualización normativa y seguridad sistémica
En 2025, el marco regulatorio ha buscado elevar los estándares de seguridad para contrarrestar la imagen de precariedad que afectó al sector en etapas anteriores. Las nuevas disposiciones impulsadas por el Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS) se han centrado en la estandarización de componentes críticos, y normas que exiguen el cambio de válvulas de bloqueo de los cilindros y los sistemas de ventilación asociados.
Estas normativas imponen requisitos de certificación más estrictos para talleres y productores, buscando garantizar que las instalaciones locales cumplan con niveles de seguridad internacional. Si bien esto incrementa los costos operativos en el corto plazo, los actores del sistema consideran que es un paso necesario para profesionalizar la actividad y preparar el terreno para una posible integración del GNC en el transporte de carga pesada y buses urbanos, segmentos donde la reducción de emisiones contaminantes otorga al gas una ventaja comparativa frente al diésel.
Hacia un sistema energético mixto
El estado actual del GNC no refleja una obsolescencia tecnológica, sino un ajuste a un contexto donde ya no es la solución universal para el transporte. El combustible ha encontrado su lugar en nichos específicos de alta demanda donde otros alternativos, como la electricidad, aún presentan costos de implementación prohibitivos y falta de infraestructura de carga.
El desafío del sector para los próximos años radica en estabilizar las reglas de juego y los precios relativos para salir de la volatilidad actual. Mientras la red existente siga siendo un recurso subutilizado y el país cuente con reservas excedentes de gas natural, el GNC mantendrá un rol dentro de la matriz energética nacional, no como el combustible dominante del pasado, sino como una herramienta de eficiencia económica para sectores productivos específicos. La transición hacia un modelo más equilibrado dependerá de la capacidad de transformar las ventajas técnicas latentes en señales de mercado consistentes para el consumidor.
Nucleoeléctrica Argentina anunció esta semana que la central nuclear Atucha II volvió a operar nuevamente al 100% de su potencia nominal. Hace por lo menos siete años que la central no estaba autorizada a operar al 100% de forma continúa debido a un inconveniente que los profesionales y técnicos de la empresa fueron corrigiendo y monitoreando a lo largo del tiempo.
La Autoridad Regulatoria Nuclear (ARN), la entidad que regula la actividad nuclear en el país, autorizó a la empresa generadora estatal a llevar la potencia en Atucha II al 100% de su potencia nominal de 745 MW brutos. Nucleoeléctrica concretó la elevación de potencia por la tarde del miércoles.
Atucha II venía operando desde la segunda mitad de 2018 bajo un esquema de potencia reducida debido a un incoveniente originado en una de las bombas de circulación del agua pesada en el circuito primario del reactor.
Bajo supervisión de la ARN, los equipos profesionales y técnicos de Nucleoeléctrica fueron realizando trabajos de corrección para ir elevando la potencia progresivamente. La central nuclear estuvo operando al 97% de su potencia desde octubre de 2025.
Atucha II: el origen del problema que impedía llevarla al 100%
La empresa decidió sacar manualmente de servicio a la central nuclear Atucha II hacia finales de 2018 tras detectar un debris (virutas metálicas) en los elementos combustibles dentro del reactor, provocado por un desperfecto en una las bombas del circuito primario que hacen circular el agua pesada dentro del reactor. El agua pesada sirve para moderar la reacción en cadena y refrigerar el reactor.
Personal de la empresa detectó esos restos al constatar una disminución progresiva de la potencia eléctrica y un aumento en la temperatura de salida de los canales refrigerantes, debido a una reducción de caudal de agua pesada por el sistema primario.
El debris se generó por la rotura de la camisa del eje de una bomba, lo que ocasionó el desgaste prematuro del cojinete inferior de carbón de la bomba.
La camisa se rompió porque había una falla de diseño conocida por el fabricante quien recomendó su reemplazo al término de la etapa de prueba de presión de la instalación. «Este reemplazo no se realizó, ni se transfirió dicho requerimiento al operador para hacerlo durante la primera parada programada», explica un documento que circula dentro de la emrpesa al que accedió EconoJournal.
Por ese motivo, la empresa desarrolló programas de cálculo para predecir el comportamiento de la refrigeración del reactor con presencia de impurezas en el sistema refrigerante del mismo. «Este programa ha permitido la operación segura a potencia reducida de la CNA II desde el año 2018», indicó la empresa en un reporte global de 2022.
Uno por uno, los trabajos correctivos en Atucha II
La empresa introdujo cambios y acciones para volver a operar Atucha II al 100%. Entre ellas:
Revisión y reparación de la bomba y cambio de las camisas por el nuevo diseño,
Monitoreo on-line de la actividad en el sistema primario para detectar en forma temprana cualquiera falla en los elementos combustibles,
Establecimiento de una alarma en caso de disminución de caudal del sistema primario y poder reaccionar en forma temprana ante un evento similar.
Medición del caudal en los canales refrigerantes y
Colocación de filtros en el reactor en las posiciones de los elementos combustibles para poder extraer el debris
Desarrollo de un mock up Hidráulico en el Centro Atómico Constituyentes para convalidar ensayos.
El 18 de febrero de 2019 la central nuclear Atucha II reanudó su operación comercial tras la intervención, plan de inspección y ensayos. Desde el 14 de enero de 2026 a las 19:20, la central está operando nuevamente al 100% de potencia (716,4 MW netos), después de un largo camino donde siempre se priorizó la seguridad y la confiabilidad de la planta.
Colombia se prepara para una nueva subasta enfocada exclusivamente en proyectos de energías limpias, una convocatoria largamente esperada por el mercado y que podría marcar un punto de inflexión para reactivar el pipeline de inversiones.
«Se espera que la licitación se lance a principios de febrero del presente año», aseguraron fuentes cercanas al sector eléctrico en diálogo con EnergíaEstratégica.
Aunque se trata de una convocatoria anticipada desde octubre del año pasado, el proceso empieza a tomar forma concreta ahora y trae consigo una particularidad: se realizaría de manera simultánea con la subasta de cargo por confiabilidad.
La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) ya definió la convocatoria para la subasta de cargo por confiabilidad correspondiente al periodo 2029‑2030, cuya ejecución está programada para marzo de 2026 según el cronograma publicado por el administrador del sistema y que incluye etapas de presentación de garantías, ejecución de ofertas y publicación de resultados.
Esta coincidencia genera inquietudes entre actores del mercado energético, principalmente por la ausencia de lineamientos técnicos sobre cómo se vincularán ambas subastas, algo sin antecedentes en el esquema colombiano. Tampoco se ha definido aún cuánta capacidad se licitará ni bajo qué condiciones, lo que limita la preparación de los desarrolladores.
Aunque se mantiene en fase de borrador, desde el sector indicaron que la articulación entre los mecanismos será clave para garantizar certidumbre y evitar superposiciones regulatorias, especialmente en un momento donde se espera que nuevos proyectos entren con urgencia al sistema.
Una señal de alarma es el nivel de cumplimiento de los objetivos gubernamentales: a fines de 2025, Colombia solo sumó 2000 MW de nueva capacidad renovable, frente a los 6000 MW comprometidos para el cierre de 2026. Ese rezago encendió alertas entre expertos del rubro, quienes advierten que el país podría enfrentar riesgos de abastecimiento eléctrico hacia 2027 si no se acelera la entrada de infraestructura.
Como parte de los esfuerzos para destrabar el avance de proyectos, el Ministerio de Minas y Energía y la UPME llevaron adelante una depuración de iniciativas sin avances reales, lo que permitió recuperar 5000 MW de capacidad disponible en la red eléctrica nacional. Esta cifra representa cerca del 25% del total instalado del país y deja margen operativo para que nuevos desarrollos puedan conectarse sin restricciones técnicas inmediatas.
Desde el entorno gubernamental afirmaron que la revisión de puntos de conexión permitió “abrir espacio para proyectos viables y con condiciones técnicas sólidas”. La medida busca reactivar el pipeline de inversiones, luego de años marcados por trabas normativas y retrasos de ejecución.
Lecciones recientes también influyen en el diseño de esta próxima convocatoria. En diciembre pasado se celebró la primera subasta eólica offshore del país, con una expectativa de asignar hasta 3 GW de capacidad en el mar Caribe. Sin embargo, solo se presentó una oferta. Fuentes cercanas al proceso reconocieron que el interés internacional existe, pero remarcaron que el mercado colombiano “aún no brinda garantías suficientes para concretar proyectos de gran escala”.
Esta experiencia dejó en evidencia que, sin reglas estables, acceso claro a la red y plazos realistas, el riesgo percibido continúa siendo alto. Por eso, la próxima subasta renovable deberá incorporar estos aprendizajes y establecer señales firmes para los inversores, ya que «el verdadero desafío estará en cómo se conjuguen las dos subastas previstas».
“Hay que revisar muy bien cómo encajan entre sí. Lo que se defina ahora marcará el rumbo de las inversiones para los próximos años”, aseguraron en conversación con este portal de noticias.
La expectativa es que el anuncio oficial se realice a más tardar en febrero y que las bases se publiquen de forma transparente para dar tiempo a los interesados de analizar riesgos, presentar propuestas y garantizar su participación.
Este proceso será un termómetro para medir el compromiso real del país con la transición energética, pero también una oportunidad para corregir cuellos de botella históricos que han demorado el despliegue de energías limpias en un sistema que aún depende fuertemente de la hidroelectricidad.
Guatemala atraviesa un momento crítico en su sistema eléctrico. En apenas cuatro días, el precio spot (POE) de la energía pasó de 8.56 USD/MWh el 1 de enero a un pico de 107 USD/MWh, según datos del Administrador del Mercado Mayorista (AMM). El promedio registrado el 4 de enero fue de 48.27 USD/MWh, reflejando una volatilidad superior al 50%.
Esto ocurrió en un contexto de vertimientos en embalses hidroeléctricos, con caudales superiores a 23 m³/s, es decir, con energía renovable disponible que no pudo ser aprovechada por falta de infraestructura de evacuación o almacenamiento.
Ottoniel Alfaro Díaz, presidente de la Asociación de Autoproductores con Energías Renovables de Guatemala (AAERG), señaló que “excedentes hidroeléctricos actuales (caudales >23 m³/s) contrastan con pronósticos de sequía (ONU) y crecimiento de demanda (1.6% anual)”.
Advirtió además que los retrasos en proyectos de transmisión, como el PET-3-2025, podrían repetir los eventos de interrupción de 2024. Por ello, consideró que “Ministerio de Energía y Minas Guatemala y CNEE: urge plan de contingencia”.
La situación refleja una de las tres paradojas estructurales que el especialista identificó como amenazas para la estabilidad energética del país: energía abundante hoy, pero riesgo de desabastecimiento en la temporada seca.
Reformas pendientes, mercado rígido y señales de alerta regional
La segunda paradoja, explicó Alfaro, se vincula con un patrón recurrente: “precios bajos con vertimientos, seguidos de picos elevados”. El sistema, sin capacidad de almacenamiento ni un mercado minorista competitivo, desperdicia energía durante la temporada lluviosa y luego recurre a importaciones costosas, como las realizadas desde México a 43 USD/MWh.
En ese sentido, sostuvo que “sin almacenamiento significativo ni mercado minorista competitivo, se desperdicia energía en temporada lluviosa y se importan costosas de México (43 USD/MWh)”. Este comportamiento, además de ser económicamente ineficiente, genera volatilidad en el sistema. “Esto genera ineficiencia económica (volatilidad σ>50%)”, indicó.
Para abordar estos cuellos de botella, propuso que “Administrador del Mercado Mayorista -AMM- CNEE Guatemala y Ministerio de Energía y Minas Guatemala deben impulsar almacenamiento (baterías) y liberalización minorista, como recomienda IRENA”.
La tercera paradoja involucra impactos en la inversión y en los consumidores: mientras los generadores renovables enfrentan incertidumbre para cerrar contratos firmes, los usuarios pagan sobrecostos durante los picos. Además, alertó sobre la propagación de la inestabilidad al Mercado Eléctrico Regional. “La inestabilidad se propaga al MER vía interconexiones”.
El presidente de la AAERG concluyó con un llamado directo a la acción: “Gobierno y Congreso de Guatemala: implementen reformas ya. La ecuación es clara; la inacción, costosa”.
Una nueva interrupción masiva dejó sin energía a cerca de un millón de usuarios en el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA), cuando una falla técnica en la estación transformadora de Morón, operada por Edenor, disparó la desconexión de cuatro líneas de alta tensión (220 kV).
El impacto fue inmediato: se perdieron 3000 MW de carga, lo que representa cerca del 15% de la demanda total del país. En paralelo, los sistemas de Desconexión Automática de Generación (DAG) actuaron y varias centrales salieron de servicio, afectando también a la red de Edesur.
Para el ex subsecretario de Energía Eléctrica, Paulo Farina, este hecho vuelve a mostrar las consecuencias de la falta de planificación a largo plazo y acciones concretas para mejorar la estabilidad del sistema.
“Tanto Edenor como Edesur deberían hacer inversiones de media edición importantes. Les faltan subestaciones de transformación. La lógica era que acompañen a las obras de 500 kV (dependientes del gobierno nacional), pero no se están haciendo obras 500 kV ni de 220 kV.
“El sistema del anillo de Buenos Aires está frágil y cualquier ola de calor le exige demasiado. Hay restricción de importación en alta tensión, los planes de transporte están hace años, pero siempre se pospusieron y el problema es que, si aún hoy se encarase la problemática, son inversiones de, al menos, tres años”, sostuvo en diálogo con Energía Estratégica.
Es decir que, más allá que la falla técnica en la localidad de Morón pudiera resultar un caso particular, el origen profundo del problema se debería a la postergación de obras que permitan ampliar la capacidad de transmisión.
La consecuencia de esa demora es que los operadores terminan recurriendo a medidas tácticas. Una de ellas fue la instalación de sistemas de almacenamiento, como los 713 MW de baterías adjudicadas bajo la licitación AlmaGBA, que buscan amortiguar los picos de demanda.
“Primó la velocidad, casi como una usina hidroeléctrica moderna”, compara Farina. El objetivo es cargar las baterías durante los momentos de baja demanda y utilizarlas en media tensión cuando se produzcan picos, evitando saturar la red de alta tensión. Pero para el exfuncionario, se trata de una solución coyuntural que no resuelve los problemas de fondo.
“El gobierno de Milei decidió no pagar todo con tarifa y que las inversiones las hagan las propias empresas y recuperen la inversión en más de cinco años. Se privilegió que, si se elimina el esquema de subsidios como está previsto, el usuario final que abone el precio pleno no abone costos tan altos como los que se registran en otros mercados regionales”, remarcó el especialista.
El ex subsecretario de Energía Eléctrica también insistió que, a diferencia de otros países que han sufrido apagones recientes, como España y Chile en 2025, el problema argentino no radica en fallas tecnológicas, sino en la falta crónica de inversión.
¿Qué hacer ante el riesgo constante?
Una de las soluciones de fondo resultaría el pronto lanzamiento de licitaciones para la construcción de proyectos de transmisión eléctrica, ya sea a través de concesión al sector privado como anticipa el gobierno de Milei, o bien a través de la modalidad de Participación Público-Privada (PPP).
Y cabe recordar que la contratación bajo dicho esquema contemplaba la constitución de un fideicomiso financiero que tenía a su cargo la suscripción y ejecución del contrato hasta su terminación. Los fondos que administra provienen de un cargo específico que para el caso del sector eléctrico lo abonan los usuarios que componen la demanda del sistema.
“Es raro que el gobierno aún no haya podido todavía lanzar PPP para ampliar el sistema. Y no representaría mucho dinero en la tarifa final, en el peor de los casos son 5 o 10 dólares más, y creo que habría ofertas del sector para construir”, apuntó.
¿Y la generación distribuida? Farina considera que la actual administración no estaría dispuesto a replicar modelos como el brasileño, dado que implican fuertes incentivos tarifarios, a pesar que la GD fuera clave para descentralizar el sistema.
Sin embargo, sugiere avanzar con medidas de focalización en la demanda, como por ejemplo instalar medidores inteligentes en sectores de altos ingresos, que concentran gran parte del consumo.
“Requiere tiempo y coordinación de la política, pero se debería hacerlo y que haya una política de consumo racional”, concluyó.
Casa dos Ventos de Brasil, generadora con más 4,3 GW en proyectos eólicos, solares e híbridos en operación y construcción, y Ascenty, una de las mayores empresas de centros de datos de Latinoamérica, cerraron el mayor contrato de energía renovable para centros de datos de LATAM por un valor de más de 500 millones de dólares que contempla el suministro de 110 MWm promedio.
El modelo contractual establece la participación accionaria de Ascenty en dos proyectos de Casa dos Ventos. Ambos se encuentran en desarrollo y se prevé que entren en operación en 2027. En conjunto, los proyectos cuentan con una capacidad instalada de más de 1,5 GW.
Para Casa dos Ventos, de la cual TotalEnergies tiene una participación del 34%, la alianza refuerza el avance de la compañía en el segmento de centros de datos, un mercado en rápido crecimiento que demanda soluciones energéticas limpias, estables y a largo plazo.
“Ascenty opera en un sector clave para la transformación digital. El suministro de energía renovable a través de este acuerdo destaca el papel de Casa dos Ventos en el apoyo a las nuevas demandas de infraestructura e innovación en el país. Nuestra alianza se basó en la complementariedad de las fuentes de energía renovable, un suministro sólido y una visión a largo plazo”, enfatiza LucasAraripe, director ejecutivo de Casa dos Ventos.
La configuración del acuerdo, con diferentes fuentes renovables, aumenta la flexibilidad operativa y contribuye a una planificación energética más sólida para Ascenty durante la vigencia del contrato. La colaboración con Casa dos Ventos permitirá a la empresa evitar la emisión de aproximadamente 5 millones de toneladas de CO2 en los próximos años.
“Esta iniciativa representa el fortalecimiento de nuestra estrategia de descarbonización. La combinación de fuentes de energía renovables y la seguridad de un suministro a largo plazo ofrece mayor previsibilidad para el crecimiento de nuestras operaciones en Latinoamérica”, afirma Christopher Torto, CEO de Ascenty, quien fue asesorado por Clean Energy Latin America (CELA) en este proyecto.
“Para nosotros, trabajar con energía limpia y renovable significa habilitar nuevas capacidades digitales. Al alinear la eficiencia energética con la innovación tecnológica, estamos sentando las bases para que nuestros centros de datos soporten escalablemente el potencial de la inteligencia artificial, impulsando soluciones avanzadas para clientes y sectores estratégicos de la región”, concluye el ejecutivo.
Andalucía da un paso decisivo en el desarrollo del almacenamiento energético. A través de la Disposición adicional duodécima de la Ley 4/2025, la Junta aprobó un procedimiento de tramitación urgente para proyectos de almacenamiento hibridado que estén exentos de evaluación de impacto ambiental.
La medida contempla una reducción a la mitad de los plazos administrativos, tanto en la autorización de proyectos como en los procesos de información pública y remisión a organismos competentes.
“Se aplicará la tramitación de urgencia a los procedimientos de autorización administrativa y de aprobación del proyecto de ejecución de almacenamiento electroquímico hibridado”, establece el texto legal.
La normativa prevé que los promotores presenten de forma conjunta la solicitud y el proyecto de ejecución, junto con la documentación que acredite que la iniciativa no requiere evaluación ambiental. Además, se establece que el procedimiento se regirá por el artículo 96 del Real Decreto 1955/2000, lo que habilita una gestión más ágil para los proyectos que cumplan con los requisitos.
Este nuevo marco simplificado está diseñado para agilizar la entrada en operación de sistemas de almacenamiento, una tecnología clave para garantizar la estabilidad del sistema eléctrico y facilitar la integración de energías renovables.
La aceleración administrativa responde a un contexto donde Andalucía lidera el desarrollo de almacenamiento a nivel nacional. Según la resolución definitiva del programa FEDER, la comunidad recibió 354,5 millones de euros para 32 proyectos por 3529 MWh, concentrando más del 43% del presupuesto total adjudicado por el IDAE.
La medida cobra relevancia adicional si se considera que, entre 2022 y 2025, España ha tramitado más de 43 GW en proyectos de almacenamiento en proceso de evaluación ambiental; por lo que en ese universo, Andalucía concentra una proporción significativa con más de 800 MW de almacenamiento en desarrollo, destacándose proyectos como “ST Cerrillo” de Rolwind, de 77,6 MW en Málaga.
Andalucía también avanza en la integración de renovables, suma más de 11.350 MW de potencia solar fotovoltaica instalada, lo que representa el 23,5% del total nacional, tras haber incorporado 1.961,2 MW solo en 2025.
El avance de estas infraestructuras obliga a acompañar con capacidad de almacenamiento, que permita gestionar excedentes y reducir vertidos, optimizando la red. Con este decreto, la Junta de Andalucía lanza una señal clara al mercado: apuesta por la eliminación de cuellos de botella regulatorios para acelerar proyectos clave en el ecosistema renovable.
Con esta medida, Andalucía consolida su liderazgo en la transición energética, promoviendo una regulación eficiente y proactiva que incentive el despliegue del almacenamiento hibridado. El objetivo es claro: captar más inversión, acelerar la integración renovable y robustecer el sistema eléctrico del futuro.
“Esta simplificación busca garantizar la seguridad y estabilidad del sistema eléctrico y facilitar una mayor integración de energías renovables”, señala la Ley 4/2025.
Grenergy logró la adjudicación de contratos de capacidad para 5 proyectos de almacenamiento stand-alone en Polonia en la última subasta organizada por Polskie Sieci Elektroenergetyczne (PSE), el operador del sistema eléctrico de ese país.
Los cinco proyectos stand-alone que se han adjudicado contratos de capacidad se denominan Fred, George, Lucius, Hagrid y Harry y cuentan con una potencia total de 534 MW, que suponen 2,1 GWh de almacenamiento. Por lo que en total, Grenergy se ha adjudicado más del 11% de la capacidad BESS ofrecida en dicha subasta.
Los proyectos operarán como capacidad de reserva para el sistema eléctrico polaco durante los períodos en los que no se garantice la capacidad mínima.
Con inicio en enero de 2030, estos servicios serán remunerados a un precio fijo (indexado al IPC) de 465,02 PLN/kW por año durante todo el período de vigencia del contrato, que es de 17 años. En total, la compañía ha obtenido una asignación económica mínima garantizada que supera los 132 millones de euros.
Los ingresos por capacidad constituyen una parte del revenue stack o estructura de ingresos prevista para cada proyecto. A estos se añadirán los provenientes de la compraventa de energía, así como de la participación en otros mercados regulados, como los servicios auxiliares, los cuales podrán estructurarse mediante tolling agreements.
Además, Grenergy acaba de obtener una subvención de 34 millones de PLN (alrededor de 8 millones de EUR) otorgada por el gobierno polaco para otros cuatro proyectos stand alone (136 MWh) que la compañía prevé que entren en operación antes de 2028.
Estas subvenciones, que se hicieron públicas en 2024, se financian a través del Fondo de Modernización de la UE y están destinadas a impulsar el desarrollo del almacenamiento energético en el país. En total, 128 proyectos se han beneficiado del programa, dotado con un total de 1.000 millones de euros.
En total, la compañía cuenta con un pipeline de stand alone en Polonia de 5 GWh.
Esta adjudicación supone un impulso al despliegue de Greenbox, la plataforma de almacenamiento stand-alone en Europa que la compañía presentó en su último Capital Markets Day.
Con un pipeline total de 31 GWh en baterías stand alone, Greenbox se consolida como una de las principales plataformas de Europa. Para lograrlo, se enfoca en los mercados clave donde Grenergy ya tiene presencia: Polonia (con un pipeline de 5 GWh), Rumanía (7 GWh), Alemania (3 GWh), Italia (5,8 GWh), España (6 GWh) y Reino Unido (4 GWh).
En España, el parque de baterías stand-alone en Oviedo, proyecto insignia de Greenbox en Europa, será el primer paso en su desarrollo dentro del mercado español y europeo, con una capacidad de 600 MWh y la entrada en operación prevista para comienzos de 2027.
El pipeline total de almacenamiento, incluyendo stand alone y los proyectos híbridos de Grenergy asciende a 75 GWh.
Durante su visita a Estados Unidos, Gustavo Petro sostuvo un encuentro con Donald Trump en el que volvió a ubicar a las energías limpias como parte central de su visión de desarrollo. Desde su cuenta oficial en X, el presidente colombiano aseguró: “El eje del desarrollo debe ser la agricultura, la industria y las energías limpias”, al tiempo que llamó a empresarios a invertir en el país.
Entre las cosas que hablamos, el presidente Trump y yo, fue el desencuentro que tuvimos en su visión de la relación de EEUU con América Latina.
Dije en mi carta escrita a Trump en el inicio de su gobierno, y a Biden personalmente que se podía establecer un alianza américana, si… pic.twitter.com/z2FSfWafdl
El mensaje generó atención inmediata en el sector energético por el contraste con la situación interna: a menos de un año del plazo fijado, Colombia apenas logró incorporar un tercio de los 6000 MW renovables proyectados, según datos de Energía Estratégica.
La ejecución de proyectos adjudicados no avanza al ritmo previsto, y más de 4000 MW siguen fuera de operación, en gran parte por trabas regulatorias y falta de condiciones para el despliegue efectivo.
“Queremos trabajo en Colombia. Queremos empresas que vayan a Colombia”, publicó el mandatario, dejando clara su intención de vincular inversión extranjera con transición energética.
La oportunidad para proyectar a Colombia como socio estratégico en energías renovables coincidió con un escenario local tenso: permisos ambientales demorados, dificultades en conexiones a red y marcos contractuales poco claros afectan la concreción de proyectos ya asignados. A eso se suma un clima de incertidumbre sobre los incentivos disponibles para futuras inversiones.
En un plano más político y geopolítico, fuentes cercanas del sector consideraron que cualquier diálogo entre los presidentes de Colombia y Estados Unidos que reafirme las relaciones históricas entre ambos países es favorable para el desarrollo, estabilidad y crecimiento compartido. Señalaron que “es positivo que se amplíe la agenda de cooperación bilateral a temas económicos, de inversión, comercio exterior y energía”.
Este análisis sugiere que, más allá de la dimensión declarativa, la reunión podría abrir espacios concretos para estrechar la cooperación en renovación tecnológica, atracción de capitales y proyectos de energía limpia, dentro del marco del Tratado de Libre Comercio y la política de cooperación entre ambos países.
Un sector con retos urgentes y reformas en marcha
Mientras el Ejecutivo impulsa la narrativa internacional, en Colombia se avanza en reformas regulatorias que buscan ajustar el funcionamiento interno del mercado eléctrico. Uno de los frentes más visibles fue la consulta pública abierta por la CREG para actualizar el Código de Medida, normativa técnica que no se revisaba desde hace más de diez años. La intención es dotar de mayor precisión y transparencia al registro de generación y consumo, particularmente en segmentos como la generación distribuida y la autogeneración.
Adicionalmente, el país reactivó procesos de subasta de cargo por confiabilidad para el período 2029–2030, mecanismo clave para garantizar suministro firme en el mediano plazo y que ha sido considerado necesario por analistas del sector.
Desde una perspectiva más amplia, voces del sector coincidieron —también en carácter reservado— en que el desarrollo del potencial renovable colombiano podría fortalecer la relación con Estados Unidos, especialmente en el marco de la cooperación energética hemisférica. En ese sentido, destacaron que la ejecución de la interconexión eléctrica con Centroamérica y posteriormente con México podría consolidar una integración regional clave.
Asimismo, consideraron que Colombia podría jugar un rol estratégico en la canalización de inversiones estadounidenses en Venezuela, como parte de un eventual acuerdo bilateral. Además, señalaron que hay oportunidades para que Estados Unidos preste asistencia técnica en proyectos de hidrógeno verde, tecnologías nucleares avanzadas como los SMR, e incluso en el desarrollo de centros de datos alimentados por energías renovables y sistemas BESS de almacenamiento a gran escala.
La reunión entre Petro y Trump, entonces, adquirió un perfil dual: por un lado, fue un esfuerzo diplomático para posicionar a Colombia como destino de inversión en renovables, y por otro, expuso la urgencia de traducir esos compromisos en resultados concretos en el mercado interno.
La posibilidad de atraer inversión extranjera —especialmente en tecnologías limpias, infraestructura, y proyectos de integración regional— se perfila como una de las lecturas más relevantes de este acercamiento bilateral, en medio de un sector que todavía enfrenta desafíos de ejecución y señales regulatorias por consolidar.
El megaproyecto VMOS, con financiamiento privado de 3.000 millones de dólares, ya superó la mitad de su construcción y potenciará exportaciones de petróleo desde Neuquén hacia el mar.
El ministro de Economía, Luis Caputo, destacó el significativo avance del Oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), considerado la obra de infraestructura energética más importante de los últimos 50 años en Argentina. Según el anuncio oficial del Ministerio de Economía, la construcción del proyecto ya superó el 50% de ejecución, lo que representa un hito clave para el desarrollo del sector hidrocarburífero no convencional.
En su cuenta de la red social X, la cartera económica celebró: “La obra de infraestructura de energía más importante en 50 años sigue avanzando. Ya se completó más del 50% de esta obra de financiamiento privado que unirá Vaca Muerta con el mar argentino. Esto significa más exportación de petróleo y más crecimiento”.
El VMOS es un megaproyecto de infraestructura privada que conectará la cuenca neuquina con un puerto de aguas profundas en la provincia de Río Negro. Con una extensión total de 437 kilómetros, la nueva infraestructura permitirá transportar hasta 550.000 barriles diarios de petróleo cuando alcance su capacidad máxima, prevista para el año 2027.
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En una primera etapa, que se espera completar a fines de 2026, el sistema habilitará el despacho de 180.000 barriles diarios, equivalente a la mitad de la producción total de crudo del país en la actualidad.
El proyecto es impulsado por un consorcio liderado por YPF e integrado por empresas como Vista, Pan American Energy, Chevron, Shell, Pluspetrol, Tecpetrol y Pampa Energía. La inversión total asciende a 3.000 millones de dólares, financiados íntegramente por el sector privado, lo que subraya el compromiso del sector empresarial con el desarrollo de Vaca Muerta, una de las principales reservas mundiales de hidrocarburos no convencionales.
La obra busca superar las limitaciones actuales en la capacidad de evacuación y exportación del petróleo extraído en la región. Entre sus características destacadas se encuentra un tramo submarino de 15 kilómetros que conectará la terminal de almacenamiento con dos monoboyas ubicadas en alta mar, permitiendo la carga directa de crudo en buques de gran porte.
DLS Archer y Patterson-UTI firmaron un acuerdo mediante el cual se incorporarán a la flota actual de DLS Archer, dos equipos perforadores de última generación, diseñados para optimizar la eficiencia en la perforación de pozos en áreas no convencionales como Vaca Muerta.
Esta incorporación se enmarca en el contrato suscripto con YPF anunciado en diciembre pasado, que posiciona a DLS Archer como un actor clave en la provisión de soluciones integrales para la industria energética.
Este acuerdo permite a ambas organizaciones potenciar su presencia en el mercado argentino, al tiempo que optimizan recursos y ofrecen soluciones de alto valor agregado que no solo impulsan la productividad, sino que también fortalecen la seguridad en sus operaciones. La visión compartida está centrada en la excelencia, la innovación continua y el cumplimiento de los más altos estándares en performance.
Gerardo Molinaro, VP de Land Drilling en DLS Archer, resaltó la importancia de este acuerdo: “Nos permite expandir nuestra presencia en el mercado no convencional de Vaca Muerta, dar cumplimiento al nuevo contrato con YPF, anticiparnos a la mayor demanda de equipos perforadores de estas características y reforzar nuestra estrategia de crecimiento, iniciada hace dos años con la adquisición de ADA, nuestra empresa especializada en perforación con presión controlada (Managed Pressure Drilling -MPD).”
La compañía argentina YPF presentará el próximo mes los planes de desarrollo para el bloque La Angostura Norte (LANOR) en la provincia de Neuquén.
La presentación forma parte del proceso de obtención de permisos ambientales gestionado por la Secretaría de Ambiente y Recursos Naturales de la provincia.
El proyecto LANOR II 2026–27 se enmarca en la concesión Loma la Lata–Sierra Barrosa, una zona productora clave de YPF dentro de la formación Vaca Muerta.
El trabajo propuesto incluye la perforación de 56 pozos en 12 ubicaciones, la construcción de 24 caminos de acceso y la instalación de 12 ductos.
El empuje del shale compensa la caída crítica de las cuencas tradicionales. Vaca Muerta crece a dos dígitos y marca hitos productivos en la Argentina.
La industria del Oil & Gas en la Argentina cerró 2025 con cifras que marcan una brecha histórica entre el mundo del petróleo convencional y el avance del shale. El dato sobresaliente del periodo es el crecimiento a dos dígitos con el que Vaca Muerta consolidó su desempeño, frente al desplome del resto de las cuencas.
La producción de Neuquén en su formación no convencional alcanzó en noviembre los 575,5 Kbbl/día, lo que representa un salto del 31,6% respecto a noviembre de 2024 y un crecimiento extraordinario del 69,5% en comparación con el mismo mes de 2023.
Este avance resulta determinante al observar el comportamiento del resto de las cuencas del país, que sufrieron un desplome generalizado en sus niveles de extracción. La cuenca de San Jorge -la segunda en importancia en cuanto a nivel de producción y exportaciones-, por ejemplo, registró una caída interanual del 13,6% y de 16,3% frente al mismo período de 2023.
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En la misma provincia de Neuquén se evidencia ese contraste, ya que las operaciones convencionales existentes allí la producción retrocedió un 13,2% interanual, y un 17,7% frente a lo ocurrido dos años atrás.
El escenario se repite en la cuenca Cuyana y la Austral, con bajas del 10% y 7% respectivamente frente al año pasado, y se vuelve crítico en el Noroeste (NOA), donde la actividad se hundió un 24,5% en los últimos doce meses y acumula una pérdida del 41,9% respecto a 2023.
A pesar de este marcado declive en los yacimientos maduros y tradicionales, la potencia del no convencional fue suficiente para compensar las mermas y empujar la aguja hacia arriba. Gracias exclusivamente al aporte de Vaca Muerta, noviembre alcanzó un nuevo nivel de producción histórico para la Argentina, posicionando al país en un escalón productivo histórico.
El gas natural sigue el ritmo del shale
En cuanto al gas, la radiografía del sector revela una tendencia similar a la del petróleo: un crecimiento sólido del segmento no convencional que compensa el declive estructural de las áreas tradicionales.
El desempeño de Vaca Muerta, específicamente en el área neuquina, registró una producción de 63,9 MMm3/d, lo que marca un crecimiento sostenido del 3,3% respecto a noviembre de 2024 y un avance acumulado del 9,0% en comparación con el mismo mes de 2023.
Este dinamismo en el corazón de la cuenca contrasta drásticamente con el desplome que experimenta la producción convencional en casi todo el territorio. La extracción convencional en Neuquén cayó un 19,8% interanual, mientras que el segmento “Tight” de la misma cuenca sufrió un derrumbe aún más pronunciado del 21,1% respecto al año anterior, con una pérdida acumulada del 34,0% si se compara con noviembre de 2023.
El escenario es igualmente crítico en otras regiones: la cuenca San Jorge retrocedió un 12,9% en el último año y un 19,7% respecto a 2023, la cuenca Cuyana cayó un 14,5% y un muy fuerte 30,5% frente a dos años atrás y el Noroeste (NOA) profundizó su crisis con una baja del 17,5% interanual y de casi un 20% en el bienio.
La única nota positiva fuera del shale neuquino provino de la Cuenca Austral, que logró mantenerse en terreno positivo con una producción de 25,0 MMm3/d, creciendo un 1,6% frente a 2024 y un 4,9% respecto a 2023, gracias a la puesta en marcha de proyecto offshore Fénix que demandó una inversión de u$s700 millones del consorcio operado por Total Austral.
Telecom colocó deuda por US$600 millones con una demanda 3,3 veces superior. La emisión favorece las reservas y consolida su plan financiero.
Telecom Argentina concretó una nueva colocación de deuda por US$ 600 millones en el mercado internacional, en una operación que recibió un fuerte respaldo de los inversores y que, además, favorece la acumulación de reservas del Banco Central.
La emisión se realizó en el marco de su Programa Global de Obligaciones Negociables por hasta US$ 4.200 millones, aprobado por la Comisión Nacional de Valores, y se destacó por su elevada demanda, el plazo alcanzado y la tasa obtenida.
La operación se inscribe en un contexto en el que empresas de primera línea vuelven a acceder al financiamiento externo, aportando divisas al sistema financiero local y contribuyendo a fortalecer la posición cambiaria, en línea con la estrategia oficial de recomposición de reservas.
Demanda récord y condiciones financieras destacadas
En esta emisión puntual, Telecom recibió ofertas por US$ 2.427 millones, a través de 174 órdenes, lo que permitió adjudicar un monto final de US$ 600 millones. De este modo, la demanda resultó 3,3 veces superior al monto emitido, un dato que refleja el apetito de los inversores por activos corporativos argentinos de alta calificación relativa.
“Este resultado refleja la consistencia de la estrategia de negocios de la compañía y la solidez de su desempeño operativo, factores que generaron un fuerte respaldo por parte de inversores institucionales”, destacó la empresa en un comunicado oficial.
Los títulos se estructuraron a un plazo final de 10 años, con vencimiento el 20 de enero de 2036, y un plazo promedio de 9,5 años. La colocación se realizó a una tasa fija nominal anual del 8,50%, con un rendimiento del 8,625%, lo que representa el nivel más bajo de todas las emisiones internacionales de Telecom desde 2019. Además, la operación logró una compresión de 50 puntos básicos frente a la referencia inicial brindada al mercado.
Por estas características, la emisión se destacó por alcanzar uno de los plazos más largos en la historia de la compañía y por concentrar el mayor volumen de interés de inversores para una emisión corporativa argentina desde la reapertura del mercado internacional en 2024.
Destino de los fondos y estrategia de largo plazo
Según informó la empresa, los fondos obtenidos se destinarán principalmente a la gestión activa del perfil de deuda, incluyendo la refinanciación de pasivos existentes, entre ellos préstamos asociados a la adquisición de Telefónica Móviles Argentina (TMA). El objetivo es preservar un nivel de apalancamiento consistente con el plan financiero de largo plazo.
En paralelo, la operación permitirá seguir respaldando el plan de inversiones, que durante 2025 ascendió a aproximadamente US$ 2.000 millones, orientado a sostener y ampliar la infraestructura tecnológica y los servicios de conectividad.
Desde una mirada macroeconómica, este tipo de colocaciones corporativas en dólares contribuye a mejorar la oferta de divisas, facilita la acumulación de reservas por parte del Banco Central y envía una señal positiva al mercado financiero respecto de la capacidad de las empresas argentinas para acceder a financiamiento en condiciones competitivas, aun en un contexto de riesgo país elevado.
Participación de bancos globales y colocadores locales
La emisión contó con la participación de J.P. Morgan, BBVA, Santander, Citigroup y Deutsche Bank Securities como Global Coordinators y Joint Bookrunners en el exterior. En el ámbito local, actuaron como colocadores Banco Santander Argentina, ICBC Argentina, Macro Securities, Balanz Capital, Latin Securities y Banco CMF.
La presidenta interina anunció la creación de dos fondos, uno de protección social y otro de infraestructura, que se financiarán con ingresos petroleros.
La presidenta encargada Delcy Rodríguez propuso el jueves una reforma de la ley de hidrocarburos y solicitó a la Asamblea Nacional aprobar el nuevo marco legal, mientras los inversionistas estadounidenses presionan para que se facilite el acceso a la industria petrolera de Venezuela.
Rodríguez, quien prestó juramento el 5 de enero tras el derrocamiento de su predecesor Nicolás Maduro, declaró durante el discurso presidencial anual ante legisladores que si le correspondía ir a Washington, hasta hace poco su archienemigo político, lo haría “de pie” y “no arrastrada”.
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Agregó que “hemos traído el proyecto de ley de reforma parcial de la ley orgánica de hidrocarburos” con el que se atraerían “flujos de inversiones que sean incorporados a nuevos campos (petroleros), a campos donde nunca se ha hecho inversión y campos donde no hay infraestructura”.
Hasta ahora, la ley de hidrocarburos contempla que la estatal Petróleos de Venezuela y un socio extranjero trabajen de forma conjunta un campo, pero con la participación mayoritaria de la PDVSA.
Rodríguez no dio detalles de los cambios en la propuesta legal. La presidenta encargada también anunció la creación de dos fondos, uno de protección social y otro de infraestructura, que se financiarán con ingresos petroleros.
Estados Unidos dijo que completó las primeras ventas de petróleo venezolano por 500 millones de dólares, que forman parte de un acuerdo de 2,000 millones de dólares alcanzado a principios de mes entre Caracas y Washington.
Fue hace unos días cuando se notificó un derrame de petróleo en el muelle de Otamerica, en Puerto Rosales. La empresa aseguró que “la ausencia de producto remanente” y que estará en contacto con la comunidad para informar sobre lo sucedido.
Días atrás se produjo un derrame de petróleo en el Estuario de Bahía Blanca que activó todas las alarmas. El incidente ocurrió en Puerto Rosales, en el muelle de la operadora Otamerica, que tras detectar una «situación anómala» suspendió sus operaciones y realizó una inspección de sus instalaciones.
El pasado 8 de enero, a partir del incidente, la empresa activó el Plan de Contingencias para Derrames de Hidrocarburos en el Agua (PLANACON), mediante el aviso a la Prefectura Naval Argentina (PNA).
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Según informó la compañía, al percatarse del derrame suspendió las operaciones y llevó a cabo una inspección de las instalaciones y del espejo del agua. Realizó trabajos de contención y control por medio de barreras absorbentes y afirmó que hubo aproximadamente un total de 40 litros de petróleo vertidos en el estuario.
A la madrugada del día siguiente, informaron que llevaron a cabo relevamientos adicionales que «confirmaron la ausencia de producto remanente» en el lugar. La compañía continuó con los monitoreos marítimos y aéreos, con presencia del ministerio de Medio Ambiente de la Provincia.
«Durante todo momento Otamerica estuvo (y estará) en contacto y a total disposición de las autoridades y de toda la comunidad, para informar sobre lo ocurrido», prometió la empresa en un comunicado.
Antecedentes en el Estuario de Bahía Blanca
En el Estuario de Bahía Blanca existen antecedentes similares ya que, entre diciembre de 2023 y enero de 2024, ocurrieron dos derrames en poco tiempo que fueron reconocidos por la empresa.
El 26 de diciembre de 2023, el incidente fue causado por un inconveniente con el amarre de un buque, cuando la empresa se llamaba Oiltanking Ebytem S. A. Según informaron en su momento, el hecho sucedió «durante el amarre del buque Cabo Sounion y este sin haber iniciado operaciones (el buque no tenía sus mangueras de bombeo conectadas)».
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.
Áreas con distinto perfil y nivel de actividad
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.
Cronograma oficial del proceso
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.
Acceso a pliegos e información técnica
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.
México podría abrir una nueva etapa en su industria petrolera. Grandes compañías internacionales como Chevron, Exxon Mobil y BP, junto con firmas mexicanas como Diavaz, Opex y Jaguar, mantienen conversaciones con la Secretaría de Energía (Sener) y Petróleos Mexicanos (Pemex) para integrarse a proyectos de exploración y extracción de hidrocarburos, principalmente en campos marinos.
De acuerdo con información publicada por EL CEO, basada en fuentes del sector, las propuestas ya fueron presentadas a la secretaria de Energía, Luz Elena González Escobar, y contemplan desarrollos que requerirán capital privado y que podrían aportar entre 22,000 y 50,000 barriles diarios por campo.
En conjunto, la producción potencial rondaría los 200,000 barriles diarios, un volumen similar al que se espera del mega yacimiento Zama, donde participa el empresario Carlos Slim.
Según estas mismas fuentes, el objetivo central de los proyectos es detener la caída en la producción de petróleo y gas en los próximos 10 años, uno de los principales retos que enfrenta Pemex y el sector energético nacional.
¿Qué petroleras están interesadas en participar en nuevos campos en México?
Las conversaciones involucran a tres de las petroleras más grandes del mundo:
Chevron
Exxon
MobilBPA
Ellas se suman empresas mexicanas con presencia en el sector energético:
Diavaz
Opex
Jaguar
Exploración y Producción
Las fuentes citadas por EL CEO señalan que las compañías han manifestado interés en campos ubicados principalmente en aguas someras, donde el desarrollo técnico es más viable y los tiempos de producción pueden ser más cortos que en proyectos de aguas profundas.
¿Cuánto petróleo podrían producir estos proyectos?
Las propuestas planteadas ante Sener contemplan distintos campos, no todos con el mismo potencial.
Sin embargo, los rangos estimados son claros:
Cada campo podría producir entre 22,000 y 50,000 barriles diarios.
La producción conjunta podría acercarse a 200,000 barriles diarios.
Este volumen es relevante porque se acerca a lo que se espera del campo Zama, uno de los mayores descubrimientos petroleros en aguas someras del Golfo de México, cuya producción estimada es de 180,000 barriles diarios una vez que entre en operación.
¿Por qué México busca atraer de nuevo a petroleras privadas?
De acuerdo con las fuentes del sector citadas por EL CEO, el propósito principal de estos proyectos es frenar el declive de la producción de hidrocarburos que México ha registrado en los últimos años.
Pemex enfrenta retos financieros y operativos importantes, y el gobierno federal ha señalado que necesita nuevas inversiones para sostener la producción de petróleo y gas en el mediano y largo plazo.
Estos posibles acuerdos se inscriben en el marco de la reforma energética que entró en vigor el año pasado, con la cual el gobierno abrió la puerta a una mayor participación privada, aunque bajo esquemas donde el Estado mantiene un papel central.
¿Bajo qué tipo de contratos podrían operar estas empresas?
Hasta ahora, no se ha definido públicamente bajo qué modalidad participarían las compañías, en caso de recibir el visto bueno de Sener y Pemex.
Lo que sí se sabe, según las fuentes consultadas, es que estarían sujetas a los tipos de contratos previstos en la reforma energética vigente, la cual busca combinar inversión privada con control estatal.
Este punto es clave, ya que el diseño de los contratos ha sido uno de los factores que más ha influido en el interés —o desinterés— de grandes petroleras por operar en México.
¿Qué está pasando con los contratos mixtos impulsados por el gobierno?
La posible llegada de Chevron, Exxon y BP contrasta con los resultados iniciales de los contratos mixtos promovidos por la administración de la presidenta Claudia Sheinbaum Pardo.
Estos contratos forman parte de la estrategia gubernamental para que, a partir de 2027, la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP) deje de respaldar financieramente a Pemex y la empresa productiva del Estado alcance una mayor autosuficiencia.
Sin embargo, la primera ronda de adjudicación tuvo un alcance limitado.
Solo se asignaron cinco contratos
Los ganadores fueron Consorcio Petrolero 5M del Golfo, Geolis, Petrolera Miahuapan y CESIGSA.
Su aportación conjunta se estima en alrededor de 40,000 barriles diarios.
Esa cifra representa apenas 2.2% de la meta nacional de 1.8 millones de barriles diarios fijada por el gobierno federal.
¿Por qué estos contratos no han resultado atractivos para grandes petroleras?
Especialistas citados por EL CEO señalan que el bajo interés de grandes jugadores internacionales se explica, en buena medida, por el nivel de riesgo de los contratos mixtos.
Bajo estos esquemas, las empresas privadas no tendrían el control del proyecto, lo que limita su capacidad de decisión sobre inversión, operación y recuperación de capital.
Esto, de acuerdo con analistas del sector, reduce el atractivo financiero frente a otros países donde las condiciones contractuales son más flexibles.
¿Qué implicaría para México que entren Chevron, Exxon y BP?
Si las negociaciones avanzan y se concretan proyectos, México podría:
Recibir capital fresco para exploración y extracción.
Aumentar la producción de crudo en aguas someras.
Aliviar parte de la presión sobre Pemex.
Ganar tiempo para enfrentar el reto estructural de su industria petrolera.
No obstante, cualquier acuerdo dependerá del diseño final de los contratos, de la evaluación técnica de los campos y del aval formal de Sener y Pemex.
Lo que sí está confirmado y lo que aún no
Información confirmada por fuentes del sector y por EL CEO:
Existen pláticas en curso con petroleras internacionales y mexicanas.
Las propuestas ya fueron presentadas a la Secretaría de Energía.
El objetivo es detener la caída de la producción en los próximos 10 años.
El comunicado oficial señala que esta disposición está respaldada por la normativa nacional y los convenios internacionales firmados por el Estado Plurinacional de Bolivia.
La Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) emitió un comunicado en las últimas horas para aclarar que los extranjeros que ingresen al país con vehículos motorizados pueden realizar la carga de combustible con total normalidad en todas las estaciones de servicio de Bolivia.
Según el pronunciamiento oficial, esta medida se enmarca en la normativa vigente y en los convenios internacionales suscritos por el Estado Plurinacional de Bolivia.
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“La Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), en el marco de la normativa vigente y de los convenios internacionales suscritos por el Estado Plurinacional de Bolivia, informa a la opinión pública que los extranjeros que ingresen al país con vehículo motorizado pueden realizar la carga de combustible”, señala el comunicado.
La ANH recordó además que, a nivel nacional, los vehículos bolivianos deben contar con el registro B-Sisa para acceder al carburante, requisito que no aplica para los motorizados con placa extranjera.
La entidad aseguró que existe combustible disponible en todas las estaciones de servicio del territorio nacional, tanto para usuarios nacionales como extranjeros.
Un millón de usuarios de la red domiciliaria de electricidad en el AMBA, zonas a cargo de Edenor y Edesur, estuvieron sin suministro durante casi tres horas en la tarde del jueves 15/1, otra vez debido a fallas en el Sistema, en medio de otra ola de altas temperaturas que afectó a la región. Una situación similar ocurrió hace dos semanas, poco antes de “alumbrar” el nuevo año.
Edenor describió ahora que “Aproximadamente a las 14:45 se registró una falla en la Subestación Morón, en el nivel de 220 kV, que tuvo un impacto inicial sobre alrededor de 800.000 clientes”.
Y aseveró que “A los 30 minutos de iniciado el incidente, más del 50 % de los usuarios ya contaban con el servicio eléctrico”.
“La contingencia comprometió cerca de un tercio de la demanda total” de la red, se indicó, lo que generó interrupciones del servicio en varios partidos del conurbano bonaerense y zonas del norte de la Ciudad de Buenos Aires.
Por su parte, desde Edesur se destacó que “Esta tarde lamentablemente se produjo una falla en el sistema de alta tensión de otra distribuidora, que por arrastre, afectó clientes en la zona de Edesur”.
“El servicio se normalizó por etapas y en coordinación con otros actores del sistema”, indicó la compañía. En su pico se afectó a unos 200 mil clientes de la compañía.
Los cortes del suministro afectaron el funcionamiento numerosos semáforos porteños, el servicio en las líneas D y H de subtes.
Los cortes de electricidad afectaron a zonas de los barrios de Recoleta, Palermo, Caballito, Belgrano, Paternal, Villa Urquiza, y Villa Crespo, La Boca y Barracas, en CABA. Y también a zonas de San Isidro, Vicente López, Munro, Martínez, San Martín, Tigre, Haedo, Ciudadela, Tres de Febrero, y Ramos Mejía.
Desde la Secretaría de Energía se informó acerca de la situación en base a datos del ENRE, y a la 17.30 se comunicó “Todo normalizado. Restablecido el servicio al 100 % en Edenor y Edesur, según información de las empresas”.
Una falla en la estación transformadora de Morón de Edenor provocó que más de un millón de usuarios del corredor norte del Gran Buenos Aires (GBA) y Capital Federal sufrieran un corte en el suministro eléctricoen la tarde de este jueves. Tanto en este caso como en otros, los usuarios afectados cuentan con la posibilidad de realizar denuncias formales por falta de luz e iniciar el reclamo correspondiente ante el Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE).
El de este jueves fue un evento que impactó sobre la red de alta tensión de 220 kV, en particular en las líneas que vinculan con la estación de General Rodríguez y que implicó la pérdida de alrededor de 3.000 megawatt de potencia. Esto es, cerca del 30% de la demanda de la región, en apenas unos segundos.
¿Quiénes pueden hacer una denuncia ante el ENRE?
Pueden presentar una denuncia todos los usuarios residenciales, comerciales e industriales que reciben el servicio de distribución eléctrica en la jurisdicción del ENRE, que abarca a los clientes de Edenor y Edesur en la Ciudad de Buenos Aires y el conurbano bonaerense.
La denuncia ante el organismo regulador se realiza una vez que el usuario ya efectuó el reclamo correspondiente ante la distribuidora y no obtuvo una respuesta satisfactoria o considera que el corte no fue correctamente resuelto. Fuentes del sector recomiendan que la denuncia ante el ente se haga justo después de la denuncia ante la distribuidora.
¿Cómo hacer la denuncia?
El trámite es gratuito y puede realizarse de manera digital o telefónica. Antes de acudir al ENRE, es obligatorio contactar a la empresa distribuidora (Edenoro Edesur) y solicitar un número de reclamo. Este dato será indispensable para continuar con la denuncia.
El usuario debe acceder al portal oficial del ENRE y dirigirse a la sección de “Reclamos y denuncias”. Allí encontrará el formulario digital para completar con sus datos personales y la información del suministro afectado.
Entre la información solicitada se incluye:
Nombre y apellido del titular del servicio
DNI o CUIT
Número de cliente o de suministro
Dirección del punto afectado
Número de reclamo otorgado por la distribuidora
Fecha y hora aproximada del corte
Breve descripción del problema
Una vez cargados los datos, el sistema generará un número de trámite que permitirá hacer el seguimiento del caso.
¿Hay compensaciones por los cortes de luz?
Cómo y en qué circunstancias denunciar ante el ENRE.
La normativa vigente establece que los usuarios pueden acceder a bonificaciones automáticas por falta de suministro en su factura cuando se superan los límites de duración y frecuencia de los cortes permitidos.
Sin embargo, la denuncia ante el ENRE es un paso clave para que el organismo pueda evaluar la situación, auditar a la distribuidora y, en caso de corresponder, aplicar sanciones o exigir resarcimientos adicionales en caso de cortes prolongados o reiterados ( 4 o 5 en un mismo mes).
En qué casos no es posible hacer la denuncia
Antes de avanzar con cualquier trámite ante el ENRE es clave verificar si la interrupción fue anunciada con antelación. Tanto Edenor como Edesur están obligadas a informar con al menos 48 horas de anticipación cuando se trata de cortes programados por tareas de mantenimiento u obras planificadas.
Si el evento no fue comunicado previamente, el usuario puede avanzar con el reclamo por falta de suministro.
Una vez descartado que se trate de un corte programado, el reclamo puede orientarse a dos situaciones específicas:
Corte prolongado: cuando la interrupción se extiende durante 15 horas consecutivas o más.
Corte reiterado: cuando se registran cuatro o más interrupciones en un mismo mes calendario.
En ambos casos, además de solicitar la restitución del servicio, el usuario puede quedar habilitado para acceder a bonificaciones que luego se reflejan en la factura.
Existe una situación en la que no es obligatorio reclamar primero ante la distribuidora. Se trata de los usuarios de Edenor que residen en las islas del Delta del Paraná quienes pueden acudir directamente al ENRE cuando la falta de suministro se debe a fenómenos climáticos o a fallas en redes de media y alta tensión. Esta excepción está contemplada en la Resolución ENRE N.º 149/2025.
Estos son los canales de atención del ENRE
El ENRE dispone de distintas vías para realizar la denuncia:
Online: a través de los formularios disponibles en su sitio web, donde se debe seleccionar la opción correspondiente a corte prolongado o corte reiterado.
Telefónica: mediante las líneas gratuitas 0800-333-3000 y 0800-345-6000, disponibles las 24 horas, todos los días del año.
Presencial: en la sede de Suipacha 615, Ciudad de Buenos Aires, de lunes a viernes de 9 a 17. Para esta modalidad es obligatorio solicitar turno con antelación.
Una falla en la estación transformadora de Morón, una de las subestaciones de cabecera de Edenor, provocó un apagón que afectó a más de un millón de usuarios del corredor norte del Gran Buenos Aires (GBA) y Capital Federal. Allegados a la distribuidora indicaron que a las 16 de este jueves cerca de un 85% de los hogares afectados había recuperado el servicio. Pero no existen estadísticas oficiales porque la web de Cammesa, el organismo encargado del despacho de energía, y del ente regulador (ENRE) dejaron de actualizar la información del sistema eléctrico después del mediodía de hoy.
La falla registrada en la subestación de Morón provocó perturbaciones en la red eléctrica de 220 kV —en especial en las lineas que conectan con la estación de General Rodríguez—, por lo que en cuestión de segundos se desengancharon varias centrales de generación termoeléctrica que abastecen de energía al AMBA. En conjunto, se perdieron unos 3000 megawatt (MW) de potencia, un 30% del total que consume el Gran Buenos Aires.
Se vieron afectados localidades de zona norte del Conurbano como Tigre, San Fernando y también de los partidos de San Martín y Malvinas Argentinas. El corte se extendió en barrios de la ciudad de Buenos Aires como Palermo, Villa Urquiza, Saavedra y Belgrano, entre otros.
El impacto del apagón en el parque de generación
Por el inconveniente en la subestación de Morón, se desengancharon turbinas de generación TV9 de la central térmica (CT) Puerto Nuevo (272 MW) y las turbinas TV10, TG11 y TG12 (619 MW) de la CT Puerto. También se desengancharon las máquinas TG3 y TG4 de la Central Térmica Matheu de 116 MW y la turbina TV06 de la CT Puerto Nuevo (184MW).
El AMBA consume alrededor de 12.000 MW en días con climas calurosos como el de este jueves. La falla en Edenor se produce dos semanas después del corte masivo del 31 de diciembre en el área de la distribuidora Edesur, que dejó a 1.083.000 usuarios sin suministro eléctrico.
Una falla en la estación transformadora de Morón, una de las subestaciones de cabecera de Edenor, provocó un apagón que afectó a más de un millón de usuarios del corredor norte del Gran Buenos Aires (GBA) y Capital Federal. Allegados a la distribuidora indicaron que a las 16 de este jueves cerca de un 85% de los hogares afectados había recuperado el servicio. Pero no existen estadísticas oficiales porque la web de Cammesa, el organismo encargado del despacho de energía, y del ente regulador (ENRE) dejaron de actualizar la información del sistema eléctrico después del mediodía de hoy.
La falla registrada en la subestación de Morón provocó perturbaciones en la red eléctrica de 220 kV —en especial en las lineas que conectan con la estación de General Rodríguez—, por lo que en cuestión de segundos se desengancharon varias centrales de generación termoeléctrica que abastecen de energía al AMBA. En conjunto, se perdieron unos 3000 megawatt (MW) de potencia, un 30% del total que consume el Gran Buenos Aires.
Se vieron afectados localidades de zona norte del Conurbano como Tigre, San Fernando y también de los partidos de San Martín y Malvinas Argentinas. El corte se extendió en barrios de la ciudad de Buenos Aires como Palermo, Villa Urquiza, Saavedra y Belgrano, entre otros.
El impacto del apagón en el parque de generación
Por el inconveniente en la subestación de Morón, se desengancharon turbinas de generación TV9 de la central térmica (CT) Puerto Nuevo (272 MW) y las turbinas TV10, TG11 y TG12 (619 MW) de la CT Puerto. También se desengancharon las máquinas TG3 y TG4 de la Central Térmica Matheu de 116 MW y la turbina TV06 de la CT Puerto Nuevo (184MW).
El AMBA consume alrededor de 12.000 MW en días con climas calurosos como el de este jueves. La falla en Edenor se produce dos semanas después del corte masivo del 31 de diciembre en el área de la distribuidora Edesur, que dejó a 1.083.000 usuarios sin suministro eléctrico.
La empresa Edenor, la mayor distribuidora eléctrica del país, emitió un comunicado esta tarde para explicar las razones que dejaron sin el servicio de electricidad a más de un millón de usuarios en el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA).
La compañía aseguró que a las 14:45 se registró una falla en la Subestación Morón, en el nivel de 220 kV, «que tuvo un impacto inicial sobre alrededor de 800.000 clientes».
El apagón afectó a un tercio de la demanda total de la distribuidora ubicado en el corredor norte y oeste del área de concesión.
En texto publicado en las redes sociales de Edenor, afirmaron que «inmediatamente luego de detectada la falla se activaron los protocolos operativos de reposición del suministro. A los 30 minutos de iniciado el incidente, más del 50 % de los usuarios ya contaban con el servicio eléctrico normalizado».
La Secretaría de Energía comunicó que a las 16.43 de hoy aún continuaban sin el servicio unos 175.000 usuarios de Edenor y otros 35.000 de Edesur. Mientras que a las 17.30 ambas distribuidoras aseguraron que el servicio se restableció en su totalidad.
Usuarios de Edesur también con cortes
El apagón de esta tarde también afectó a más de 200.000 usuarios de Edesur. En este caso, la compañía afirmó oficialmente que «lamentablemente se produjo una falla en el sistema de alta tensión de otra distribuidora, que por arrastre, afectó clientes en la zona de Edesur».
INFORMACIÓN IMPORTANTE
Esta tarde lamentablemente se produjo una falla en el sistema de alta tensión de otra distribuidora, que por arrastre, afectó clientes en la zona de Edesur.
El servicio se normalizó por etapas y en coordinación con otros actores del sistema. pic.twitter.com/s2rp9Nt68D
El ministerio de Economía aprobó la adhesión al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), enmarcado en el sector Minería, y el plan de inversión presentado por MINAS ARGENTINAS SA para el proyecto único denominado “Carbonatos Profundos (DCP)”, a desarrollar en la provincia de San Juan, y que implicará una inversión de u$s 519 millones.
El objetivo de tal proyecto consiste en “la exploración de las concesiones mineras Gualcamayo 1 y Gualcamayo 2, la determinación de la factibilidad del yacimiento de reservas minerales de oro y plata denominado “Carbonatos Profundos”, y la construcción, puesta en marcha y operación de la planta de tratamiento de dichos minerales extraídos del Proyecto.
Economía aprobó la aplicación de los beneficios fiscales, cambiarios, aduaneros y de estabilidad jurídica contenidos en el RIGI para este proyecto minero a través de la Resolución 6/2026, ya oficializada.
El artículo 2 de la R-6/26 determinó como fecha de adhesión al RIGI del Proyecto “Carbonatos Profundos (DCP)” el día 27 de noviembre de 2025 en los términos dispuestos por la ley 27.742 (Ley Bases).
Asimismo, la Resolución establece que durante el primer y segundo año contados desde la fecha de notificación de esta norma, el Vehículo de Proyecto Único (VPU) MASA-SD deberá acreditar haber completado un monto de inversión en activos computables igual o superior al cuarenta por ciento (40 %) del monto de inversión mínima (u$s 200 millones), de acuerdo con lo establecido por la ley 27.742.
Entonces, también establece que, conforme el plan de inversión aprobado la Resolución, la fecha límite para el cumplimiento del monto de inversión mínima en activos computables por parte del MASA-SD (titular del proyecto) es el día 31 de diciembre de 2028.
En los considerandos de la Resolución 6/26 se describe que el Proyecto se encuentra ubicado en la región de Gualcamayo, a 270 km al norte de la Ciudad capital de la provincia de San Juan.
El solicitante del RIGI declaró que el Proyecto “implicará una inversión total en activos computables de quinientos diecinueve millones seiscientos cuarenta y siete mil seiscientos treinta y cinco dólares estadounidenses (u$s 519.647.635), superando el monto mínimo de inversión establecido por el decreto 749/2024.
Este Proyecto se encuentra enmarcado en el sector “Minería”, subsector “Minerales de primera y segunda categoría del Código de Minería de la Nación (excluidos potasio y litio)”, conforme lo dispuesto por el decreto 749/2024.
El monto inicial a invertir en activos computables durante los dos (2) primeros años desde la fecha de adhesión al RIGI serán, para el primer año, de u$s 46.741.254) y para el segundo año de u$s 43.858.696, conformando un total de u$s 90.599.950), superando el monto mínimo de inversión del cuarenta por ciento (40 %) dispuesto por la ley 27.742.
También se consideró que la empresa solicitante de los beneficios del RIGI presentó un plan de desarrollo de proveedores, conforme lo previsto por el decreto 749/2024, del cual surge 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 veinte por ciento (20 %) exigido por la normativa vigente.
El artículo 5 de la R-6/26 aprobó el listado de mercaderías que el VPU podrá importar bajo la franquicia dispuesta por el artículo 190 de la ley 27.742.
Se refiere a que las importaciones de bienes de capital nuevos, repuestos, partes, componentes y mercaderías de consumo, así como las importaciones temporarias efectuadas por los VPU adheridos al RIGI, se encontrarán exentas de derechos de importación, de la tasa de estadística y comprobación de destino, y de todo régimen de percepción, recaudación, anticipo o retención de tributos nacionales y/o locales.
La Dirección Nacional de Inversiones Mineras puso igualmente en conocimiento del Banco Central (BCRA) el proyecto presentado por MASA-SD y concluyó que no existen observaciones que formular respecto de los aspectos cambiarios del citado Proyecto.
Economía encomendó a la Secretaría de Minería, en su carácter de área con competencia específica, la fiscalización y control del cumplimiento de las disposiciones de la ley 27.742 y sus normas reglamentarias.
DLS Archer y Patterson-UTI firmaron un acuerdo mediante el cual se incorporarán a la flota actual de DLS Archer, dos equipos perforadores de última generación, diseñados para optimizar la eficiencia en la perforación de pozos en áreas no convencionales como Vaca Muerta. Esta incorporación se enmarca en el contrato suscripto con YPF anunciado en diciembre pasado, que posiciona a DLS Archer como un actor clave en la provisión de soluciones integrales para la industria energética.
Este acuerdo permite a ambas organizaciones potenciar su presencia en el mercado argentino, al tiempo que optimizan recursos y ofrecen soluciones de alto valor agregado que no solo impulsan la productividad, sino que también fortalecen la seguridad en sus operaciones. La visión compartida está centrada en la excelencia, la innovación continua y el cumplimiento de los más altos estándares en performance.
Gerardo Molinaro, VP de Land Drilling en DLS Archer, resaltó la importancia de este acuerdo: “Nos permite expandir nuestra presencia en el mercado no convencional de Vaca Muerta, dar cumplimiento al nuevo contrato con YPF, anticiparnos a la mayor demanda de equipos perforadores de estas características y reforzar nuestra estrategia de crecimiento, iniciada hace dos años con la adquisición de ADA, nuestra empresa especializada en perforación con presión controlada (Managed Pressure Drilling -MPD).
El sector energético argentino atraviesa un momento de definiciones estratégicas que podrían reconfigurar su perfil exportador para la próxima década. Mientras la industria debate la velocidad de exploración en el Mar Argentino frente a los avances de países vecinos como Uruguay y Brasil, en el extremo sur del país la formación Palermo Aike comienza a consolidarse como la “hermana menor” de Vaca Muerta, con un potencial estimado de 10.000 millones de barriles de petróleo.
Este dinamismo se da en un contexto de consolidación productiva. Según el anuario 2025 del Mercado Electrónico de Gas (MEG) S.A., el país cerró el último año con un superávit comercial energético superior a los 6.900 millones de dólares, impulsado por un crecimiento del 34% en las etapas de fractura en Vaca Muerta y el inicio de proyectos clave como Fénix en la Cuenca Austral.
Estos indicadores no solo refuerzan la soberanía energética, sino que posicionan a la Argentina como un actor competitivo en un mercado global marcado por la volatilidad geopolítica.
Análisis: Los indicadores que marcan la agenda
A continuación, analizamos los datos clave que sustentan el impacto de estos nuevos yacimientos en la balanza comercial de 2026:
Superávit Comercial Récord: Argentina alcanzó un superávit de US$ 6.911 millones en los primeros once meses de 2025. Esto fue posible gracias a un incremento del 16% en las exportaciones y una caída del 19% en las importaciones energéticas.
Vaca Muerta en Máximos: El año pasado cerró con 23.896 etapas de fractura, un salto del 34% interanual. YPF lideró la actividad con el 52% del total, logrando hitos de eficiencia como pozos horizontales de más de 8.000 metros.
La irrupción de Palermo Aike: Con 12.600 km², esta formación en Santa Cruz busca replicar el éxito de Neuquén. Su ventaja estratégica radica en la cercanía a terminales marítimas, lo que facilitaría la exportación directa sin los cuellos de botella que hoy enfrenta la Cuenca Neuquina.
Competencia Offshore: Mientras Argentina procesa los datos del pozo Argerich-1, la región acelera. Uruguay y Brasil ya tienen compromisos de perforación para 2026-2027, lo que obliga al país a agilizar sus marcos regulatorios para no perder terreno en el Atlántico Sur.
Contexto Geopolítico: La reciente intervención de EE.UU. en el mercado petrolero de Venezuela plantea un nuevo escenario de competencia regional. Sin embargo, la calidad del crudo liviano argentino y la infraestructura ya ejecutada mantienen al país con una ventaja competitiva sólida para el 2026.
Este escenario refuerza la necesidad de estabilidad normativa para transformar el conocimiento geológico acumulado en producción real y constante.
El oleoducto VMOS unirá Neuquén con Río Negro y permitirá ampliar la salida de petróleo hacia el exterior, tras la obtención de un financiamiento sin precedentes para el sector energético local.
El proyecto permitirá transferir crudo directamente a buques de gran porte para su envío a mercados internacionales El Vaca Muerta Oil Sur, VMOS, el gasoducto ya está construido un un 50%, anunció esta tarde el ministerio de Economía.
“La obra de infraestructura de energía más importante en 50 años sigue avanzando. Ya se completó más del 50% de esta obra de financiamiento privado que unirá Vaca Muerta con el mar argentino. Esto significa más exportación de petróleo y más crecimiento”, destacaron en X desde la cartera que comanda Luis Caputo.
“La nueva infraestructura se extenderá por 437 kilómetros y permitirá transportar 550.000 barriles diarios para 2027″, detalló Economía.
Los detalles de VMOS
El megaproyecto energético que, prometen en el Gobierno, unirá el corazón de la Patagonia con los mercados internacionales, tiene al Vaca Muerta Oleoducto Sur (VMOS) en el centro . Se trata de una obra de infraestructura privada diseñada para transportar el petróleo producido en la cuenca neuquina hasta un puerto de aguas profundas en Río Negro, desde donde podrá exportarse a gran escala. La iniciativa representa un cambio estructural en la matriz exportadora local y marca un hito en la historia del sector hidrocarburífero argentino.
El VMOS es un oleoducto de 437 kilómetros de extensión que conecta la localidad de Añelo, en la provincia de Neuquén, con la terminal portuaria de Punta Colorada, en la costa atlántica de Río Negro.
La obra, impulsada por un consorcio de empresas liderado por YPF e integrado por Vista, Pan American Energy, Chevron, Shell, Pluspetrol, Tecpetrol y Pampa Energía, demandará una inversión total de 3.000 millones de dólares. Su ejecución busca resolver uno de los principales cuellos de botella de la industria: la capacidad limitada para evacuar y exportar el crudo extraído de Vaca Muerta, considerada una de las principales reservas mundiales de hidrocarburos no convencionales.
El oleoducto VMOS conectará Añelo
El oleoducto VMOS conectará Añelo con Punta Colorada, facilitando la exportación de crudo de Vaca Muerta a gran escala (YPF) El proyecto destaca por su escala y tecnología. El tendido principal utiliza caños de 30 pulgadas (76 centímetros) de diámetro, lo que equivale al tamaño de un aro de básquet, y permite transportar hasta 550.000 barriles diarios de petróleo una vez alcanzada su capacidad máxima en 2027.
En una primera etapa, prevista para fines de 2026, la infraestructura permitirá despachar 180.000 barriles diarios. Eso representa, aproximadamente, la mitad de la producción total actual de crudo del país y abre la posibilidad de generar ingresos por exportaciones de hasta 20.000 millones de dólares anuales.
El sistema contempla un tramo submarino de 15 kilómetros que conecta la terminal de almacenamiento con dos monoboyas ubicadas mar adentro. Esto permitirá que buques de gran porte carguen el crudo directamente en alta mar, con capacidad para transportar más de dos millones de barriles por viaje. De esta manera, el VMOS facilitará la apertura de nuevas rutas de exportación y reducirá los costos logísticos de la industria.
Financiación
La magnitud del emprendimiento exigió una estructura financiera inédita. El consorcio VMOS S.A. firmar un préstamo sindicado por 2.000 millones de dólares con un grupo de 14 bancos internacionales, encabezados por Citi, Deutsche Bank, Itaú, JP Morgan y Santander. El crédito cubrirá el 70% del capital requerido, mientras que el 30% restante será aportado por las empresas integrantes del consorcio. Se trata del mayor financiamiento comercial para infraestructura en la historia del país y uno de los cinco más importantes del sector petróleo y gas en América Latina.
El préstamo tiene un plazo de cinco años y pagará una tasa variable de referencia internacional (SOFR) más 5,5%. La modalidad de project finance adoptada para la operación marcó la reapertura del mercado internacional de financiamiento para obras de este tipo en Argentina, que permanecía cerrado desde 2019. El proyecto se encuentra adherido al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), lo que permite acceder a beneficios fiscales y facilitar la llegada de capitales extranjeros.
La finalización del tendido principal se alcanzó en noviembre de 2025, con la última soldadura automática en el ingreso a la Terminal Portuaria de Punta Colorada. Según explicó Gustavo Chaab, CEO de VMOS, la consolidación de Vaca Muerta como polo exportador, ahora con salida directa a través de Río Negro, proyecta la generación de 15.000 millones de dólares adicionales en exportaciones para los próximos años.
Venezuela posee muchos y variados recursos naturales y una memoria democrática que la dictadura chavista no ha logrado borrar en la mayoría de sus ciudadanos.
La salida del poder de Maduro genera varios interrogantes sobre la futura administración del gobierno venezolano. Seguramente, el inicio de este proceso de cambio estará caracterizado por una fuerte injerencia de Estados Unidos en las decisiones políticas y económicas de ese país, por lo menos mientras dure la administración Trump.
Independientemente de la incertidumbre coyuntural, la caída de Maduro no impactará a la economía de los países de América Latina con excepción, claro, de Cuba que históricamente ha dependido de algunos “servicios” y del petróleo venezolano. Tampoco en el mercado petrolero ni en el desarrollo de Vaca Muerta.
Venezuela atesora la principal reserva comprobada de crudo a nivel mundial. De acuerdo con informes de la EIA, Energy Information Administration cuenta con más de 300.000 millones de barriles o 300 billones de barriles (bb) de crudo pesado y extrapesado. Pero, solo produce 0,9 millones de barriles diarios (mbd), mientras que EEUU con reservas de 74 bb, (25% de Venezuela) es el mayor productor del mundo con 14 millones diarios,15 veces Venezuela. Es decir, no es cuestión de reservas sino de capacidad para ponerlas en valor.
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Venezuela llegó a producir en los 90, antes del chavismo, hasta 3,5 mbd y, para volver a conseguir esa producción, sería necesario invertir más de U$ 80.000 millones, dado el estado deplorable de equipos e instalaciones, y también tiempo, entre 5 y 10 años.
A pesar de la encendida e insistente convocatoria de Trump a las principales petroleras estadounidenses a invertir en Venezuela, la respuesta de estas ha sido muy cauta. No están dispuestas a participar mientras no se aclare el panorama institucional y legal en el país, y algunas como Conoco- Phillips y Exxon Mobile exigen antes pagos por más de USD 30.000 millones, por las expropiaciones de Chávez.
Razón no les falta a las petroleras, las condiciones de incertidumbre imperantes a corto y mediano plazo no son propicias para realizar inversiones de envergadura que inmovilizarán por décadas, máxime cuando la mayoría de las empresas convocadas ya fuera víctima del atropello chavista que le expropió activos, negocios y propiedades sin el correspondiente resarcimiento.
Chevron es la excepción, al haber desarrollado alguna actividad en Venezuela a instancias de acuerdos de la administración Biden con Maduro en 2022. Ha salido a buscar financiación por U$ 2000 millones que necesita para que no caiga la exigua producción actual e incrementarla en no más de 500.000 bd dentro de tres años. Mientras tanto, mantiene el statusquo a la espera de definiciones.
Por lo tanto, esta intervención de EEUU en Venezuela no incidirá en el precio del petróleo por ahora. Las exportaciones actuales, del orden de los 700.000 bd, se redireccionarán hacían las refinerías estadounidenses en las costas del golfo diseñadas para procesar crudo pesado, actualmente con capacidad ociosa, y dejará de venderle a China ese volumen.
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EE.UU obtiene un beneficio adicional, tal vez más importante. Al evitar esas exportaciones irregulares, que se liquidaban en yuanes o cripto monedas en mercados poco transparentes, se alentaba una alternativa al dólar, moneda excluyente en las transacciones del negocio petrolero y que significa para EE.UU el control de los mercados financieros mundiales desde el acuerdo alcanzado con Arabia Saudita en los ‘70.
También se beneficia Venezuela con el cambio ya que buena parte de las exportaciones eran para amortizar deudas con China y ahora, dependiendo del reparto que se acuerde con EE.UU de la renta petrolera, le ingresarán divisas por miles de millones de dólares, que servirán para empezar a estabilizar la destruida economía venezolana.
Demás está decir que la industria petrolera estadounidense tendría grandes beneficios con un revival petrolero venezolano, por cuestiones de mercado a futuro y por la necesidad de importar petróleo pesado. También veo un interés estratégico para los EEUU a largo plazo cuando la producción de los shale oil de las cuencas estadounidenses, comiencen a declinar su producción y entonces el petróleo de Venezuela puede constituirse en un interesante back up.
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Pero las características y plazos de ese revival hoy no se pueden definir. Dependen de múltiples interrogantes, además de los políticos, que comprenden la reorganización institucional del país, los precios del mercado, y las alternativas de inversión petrolera en otros lugares del mundo como, porque no, Argentina.
Otro aspecto muy importante y que puede condicionar el atractivo inversor en Venezuela es si el mundo va a volver a las políticas energéticas del siglo XX o retomará las del siglo XXI en el que se había acordado una agenda global para terminar con la combustión de hidrocarburos.
Hoy ya se habla poco de la transición energética hacia el denominado Net Zero ante la embestida de Trump con su “drill baby drill” y el lobby petrolero negando el cambio climático de origen antropogénico. Por el momento nada indica que en el corto plazo pueda cambiar la cosa.
La Provincia, a través del ministro de Desarrollo Productivo, reclamó que las tarifas reflejen la actual matriz energética, con predominio del gas neuquino -más barato-, y cuestionó el esquema vigente basado en un mix de abastecimiento y transporte.
Tras la presentación de Santa Fe, Nación dispuso investigar el esquema tarifario. Puccini afirmó que la tarifa de gas podría abaratarse hasta un 40 % y sumarle competitividad a las industrias santafesinas
Tras el planteo del Gobierno de la Provincia, la Autoridad Nacional de la Competencia dispuso investigar el esquema tarifario del gas. La presentación, que derivó en la investigación que se ordenó este lunes 12 de enero, la realizó el ministro de Desarrollo Productivo, Gustavo Puccini.
Tras varios meses, con respuesta de Enargas mediante, Nación escuchó el reclamo que afecta a más de 400 industrias santafesinas. Con el predominio del gas neuquino, más barato que el importado, las autoridades santafesinas insistieron en que si se actualiza la fórmula, podría reducirse hasta un 40 % la tarifa y mejorar la competitividad.
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“Con el gobernador Maximiliano Pullaro miramos cada tema, y le damos seguimiento, este planteo de revisar la tarifa y la composición, y ajustar a lo que corresponde, es un punto que seguimos de cerca porque si se resuelve a favor nuestro, ganan competitividad nuestras empresas”, señaló Puccini.
El Tribunal de Defensa de la Competencia dispuso este lunes 12 iniciar una investigación de mercado en los segmentos de distribución y comercialización de gas natural en el ámbito nacional a partir del planteo realizado por la Provincia meses atrás ante el Enargas, la Secretaría de Energía y la Comisión Nacional de Defensa de la Competencia.
En ese pedido, Santa Fe advirtió que las tarifas vigentes no reflejaban la nueva matriz energética del país y que esa distorsión afectaba directamente la competitividad de más de 400 industrias santafesinas.
Un rediseño
Para el propio Enargas las distribuidoras de gas han realizado los contratos vigentes asociados a los sentidos de flujo del gas como si las cuencas mantuvieran los volúmenes que otrora producían. Sin tener en cuenta la nueva realidad. Para el organismo se está atravesando un período de transición y es por ello que todo el sistema tarifario asociado a la nueva realidad debe ser analizado por la Secretaría de Energía, lo que requiere de un rediseño y de los contratos vigentes.
Para el Enargas las inequidades entre las distintas zonas del país son consecuencia de las limitaciones en la infraestructura de transporte de gas, que fueron consecuencia de una política energética asociada a una política económica y de tarifas de transporte que limitaron el crecimiento de la infraestructura. Pero no resulta aceptable que el mix de transporte sea diferente para la misma categoría de clientes de la misma distribuidora.
Puccini recordó que “se está anunciando una medida que es consecuencia de un planteo que hicimos hace meses atrás al Gobierno nacional y también a los entes reguladores, con un tema muy importante que fue también un pedido de los industriales santafesinos, grandes consumidores y estaciones de servicio de GNC”.
El origen
El ministro santafesino explicó que “pagábamos un gas que venía de la cuenca neuquina, pero también de Salta, importado desde Bolivia. Eso hace un tiempo atrás dejó de suceder porque con mayores producciones de Vaca Muerta, todo el gas que recibe la provincia de Santa Fe viene de la cuenca neuquina”.
Por eso, Puccini insistió: “Se nos cobra una tarifa más cara con un mix de cuenca que ya no existe. Nuevamente Santa Fe está encabezando una mirada del interior productivo. Exigimos en su momento que esto sea revisado y hoy está anunciando que así será. Ojalá que esto suceda pronto porque si pasa tendremos un gas mucho más barato para quienes producen en Santa Fe y en otras provincias”.
Por su parte, el presidente de Enerfe, Rodolfo Giacosa, aportó: “La reversión del Gasoducto Norte cambió el mapa energético. Hoy el gas neuquino es predominante y más barato, pero la tarifa mayorista sigue atada a un mix de transporte que ya no existe”.
La Provincia estima que, si se actualiza la metodología, las tarifas para grandes usuarios podrían reducirse hasta un 40 %. Según Puccini, “la energía puede representar hasta el 40 % del costo operativo de una empresa. Corregir esta fórmula es dar aire a la producción y al empleo”.
Desde el gobierno de Maximiliano Pullaro se ratificó el compromiso de trabajar por condiciones justas para seguir creciendo. Puccini concluyó: “Argentina vive una nueva etapa energética. Es hora de construir un sistema que respete la realidad productiva y territorial del país. Santa Fe está dispuesta a liderar ese camino”.
El Enargas publicará en los próximos días una resolución que reorganizará de forma integral el sistema de transporte de gas natural. Es una medida postergada desde hace años que sincerará la realidad de cada cuenca productora de gas a partir de la irrupción de Vaca Muerta y afectará intereses creados de todos los actores del mercado, desde distribuidoras hasta petroleras. Cuáles son las empresas perjudicadas y quiénes se beneficiarán.
El Enargas avanza con la modificación de las rutas de transporte de gas: ganadores y perdedores en el nuevo esquema. La Secretaría de Energía está terminando de ajustar los detalles finales de una resolución que reestructurará la operatoria de uno de los tres segmentos estratégicos del mercado del gas natural en la Argentina.
Por instrucción de la cartera que dirige María Tettamanti, el ente regulador (Enargas) reasignará las rutas de transporte (gasoductos) por las que las empresas distribuidoras adquieren el fluido que luego entregan a hogares e industrias. El acceso a capacidades en el sistema de transporte es una condición necesaria para poder comercializar gas.
De ahí la preocupación de buena parte de los actores del mercado de gas, que desde hace más de 30 días vienen discutiendo el tema internamente con funcionarios del gobierno, que consideran que el reordenamiento del segmento de transporte de gas es condición sine qua non para impulsar una recontractualización entre privados —productores, distribuidoras, generadores y grandes usuarios— y avanzar con cambios en el mercado como el corrimiento del Estado (a través de Enarsa) de la importación de Gas Natural Licuado (GNL) durante el invierno.
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La medida afectará, en la práctica, intereses creados tanto de empresas distribuidoras como también de petroleras y transportistas. ¿Por qué? Porque obligará a algunas distribuidoras a transferir contratos vigentes de transporte en firme en función de lo que determine en los próximos días el Enargas.
Es la primera vez en cuatro décadas que se toma una medida de esta naturaleza. En los hechos, activará un reseteo parcial de las relaciones comerciales entre los actores del mercado del gas. Será una especie de borrón y cuenta nueva que indefectiblemente arrojará empresas beneficiadas y otras que se verán perjudicadas.
La realidad del mercado de gas a partir de Vaca Muerta
La secretaria de Energía, María Tettamanti, es la principal impulsora de la reasignación de las rutas de transporte de gas. Fuentes cercanas al área energética del gobierno defendieron su decisión sobre la base de un hecho incontrastable: el cambio de la realidad material registrado en los últimos 15 años en las cuencas productoras a partir de la centralidad que evidenció Vaca Muerta como principal pulmón gasífero de la Argentina en desmedro de otras provincias cuya producción se desplomó.
En un despacho oficial lo pusieron en estos términos: “Estamos avanzando en una reorganización integral del sistema de transporte de gas para corregir distorsiones acumuladas durante años por la declinación de las cuencas Norte (Salta supo ser la segunda mayor productora de gas del país y hoy su oferta es casi inexistente) y Austral”.
“Muchas rutas de transporte firme fueron definidas cuando la disponibilidad de gas era distinta y hoy existen contratos en rutas que no pueden llenarse con gas real. Esto genera rutas inservibles y complica el abastecimiento de industrias del Litoral y la región Centro, que terminan buscando gas en cuencas donde ya no hay oferta disponible”, advirtieron.
Lo que sucede hoy en día es que el mix de cuencas resultante de los contratos de transporte que poseen algunas distribuidoras no refleja la realidad física de la red de gasoductos.
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“Durante años todos nos acostumbramos a fingir demencia porque hay empresas con contratos para comprar gas desde la cuenca del Noroeste que después terminan trayendo gas desde Neuquén o gas natural licuado (GNL) importado por (la empresa estatal) Enarsa desde la terminal de Escobar”, explicó el gerente comercial de una petrolera.
La reorganización de los contratos de transporte inevitablemente impactará en las empresas distribuidoras perfilando ganadores y perdedores.
Por eso, allegados a la Secretaría de Energía afirmaron que “la reorganización ajusta los contratos de transporte para que reflejen la disponibilidad efectiva de gas por cuenca, garantizando un reparto más equitativo: primero se cubre la demanda prioritaria de las distribuidoras y el resto de contratos firmes”.
“Cada distribuidora contará con rutas asociadas a cuencas con gas real —en la mayoría de los casos, la Cuenca Neuquina—, sin modificar los contratos vigentes entre transportistas y cargadores directos”, agregaron.
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Se espera que antes del 31 de enero el Enargas publique una resolución asignando nuevas capacidades de transporte en cada red troncal de gasoductos. Las distribuidoras estarán invitadas a adherir voluntariamente los cambios propuestos por el ente regulador —elaborados a partir de un estudio realizado por la consultora Novix—, pero lo más probable, según coincidieron fuentes públicos y privadas consultadas, es que en última instancia el gobierno termine instrumentando de forma discrecional las modificaciones porque algunas distribuidoras se negarán a validar la decisión del organismo.
“Este reordenamiento, al trasparentar la real disponibilidad de transporte firme, otorga una mejor información a los cargadores del sistema (distribuidoras, grandes usuarios y comercializadoras) que les permite tomar mejores decisiones a los efectos de comprar a futuro más trasporte forme, ya sea en el open season que haga TGS por la iniciativa privada (IP) o futuros open season que las transportistas puedan realizar”, defendieron fuentes cercanas al ente regulador.
Cambios profundos en el negocio del gas: ganadores y perdedores
Aunque la decisión de la Secretaría de Energía está amparada en razones eminentemente técnicas, generará cambios profundos en el negocio real del gas natural. Entre las compañías distribuidoras, Metrogas y Naturgy —las dos empresas que brindan el servicio en el área metropolitana de Buenos Aires— serán, a priori, las más perjudicadas porque deberán ceder contratos vigentes para transportar gas en firme por el sistema centro-oeste de gasoductos y buscar nueva capacidad de transporte para abastecer a sus clientes.
En el reverso de esa situación, EcoGas —la empresa que controla a las distribuidoras de Gas del Centro (que abastece Córdoba) y Gas Cuyana (Mendoza)— se verá beneficiada porque ampliará su acceso al sistema centro-oeste de transporte, que en el verano se utiliza para exportar gas hacia Chile.
La reorganización del sistema de gasoductos tendrá, por ende, un impacto colateral en el negocio de las empresas comercializadoras asociadas a las distribuidoras. Se trata de un segmento secundario al negocio regulado de distribución de gas que empezó a cobrar forma a fines de los ‘2000 como una alternativa que encontraron las distribuidoras —con el aval tácito de funcionarios kirchneristas— para obtener algo de rentabilidad en un contexto signado por el congelamiento tarifario que afectó la economía de los privados.
Al obligar a algunas distribuidoras a ceder a otras capacidad de transporte en firme, la decisión del Enargas achicará también el negocio de las comercializadoras asociadas que, en momentos de menor demanda residencial (prioritaria), utilizan esas rutas para vender gas a clientes industriales o incluso transfieren a cambio de un fee esa capacidad de transporte a petroleras que exportan gas durante los meses de verano.
De un relevamiento entre los principales productores —YPF, Pan American Energy (PAE), TotalEnergies, Tecpetrol, Harbour Energy, Pampa y Pluspetrol, entre otros— se desprende que el efecto de la medida aún es incierto.
El Instituto Vaca Muerta (IVM) incorporó a Pluspetrol como nuevo socio estratégico, con un aporte de US$ 1.000.000 destinado a impulsar la formación de futuros profesionales de la industria energética. La adhesión consolida al IVM como un centro de referencia regional en capacitación técnica especializada para el desarrollo del Upstream Oil & Gas vinculado a Vaca Muerta.
Desde el Instituto destacaron que la incorporación de Pluspetrol refuerza el carácter federal y multisectorial del proyecto, que busca complementar la oferta educativa existente y responder a las demandas operativas y tecnológicas del no convencional. El IVM se posiciona así como el único centro de formación técnica especializada en Upstream de alcance regional, con programas basados en prácticas reales y estándares internacionales de seguridad y eficiencia.
El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, subrayó que la llegada de Pluspetrol “reafirma la relevancia que este instituto tiene para toda la cadena de valor” y remarcó que la capacitación es clave para mejorar la competitividad y la seguridad de las operaciones en Vaca Muerta. En la misma línea, señaló que el desarrollo del sector requiere un compromiso sostenido y trabajo conjunto de toda la industria.
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El acuerdo fue firmado por Julián Escuder, Country Manager de Pluspetrol Argentina, y Instituto Vaca Muerta, representado por su presidente Lisandro Deleonardis. Desde la compañía indicaron que la inversión permitirá promover una formación práctica en instalaciones reales, orientada a cubrir perfiles críticos para la actividad.
La propuesta académica del Instituto contempla capacitación especializada en ocho áreas clave del Upstream: perforación, fractura hidráulica, producción, mantenimiento eléctrico y mecánico, instrumentación, plantas de tratamiento de agua y crudo, y plantas de tratamiento de gas. El programa inicial para nuevos talentos tendrá una duración de cuatro meses y una carga de 304 horas, con prácticas en un pozo escuela ubicado en Río Neuquén y formación técnica en el Polo Tecnológico de Neuquén, equipado con simuladores y laboratorios de última generación.
Desde Pluspetrol señalaron que la iniciativa se alinea con su trayectoria de más de 45 años en Neuquén y con su objetivo de fortalecer el desarrollo de capacidades locales. Según estimaciones del sector, hacia 2030 la industria energética podría demandar hasta 50.000 nuevos empleos, lo que refuerza la necesidad de contar con formación técnica específica y de calidad.
El índice japonés Nikkei 225 cayó un 1%, mientras que los futuros de los índices bursátiles estadounidenses bajaron un 0,1% y los contratos indicaron aperturas más débiles para Hong Kong y China continental.
Las acciones comenzaron el jueves con una nota más débil después de que los indicadores de Wall Street retrocedieran a medida que los inversores abandonaban las acciones tecnológicas de alta valoración.
El índice japonés Nikkei 225 cayó un 1%, mientras que los futuros de los índices bursátiles estadounidenses bajaron un 0,1% y los contratos indicaron aperturas más débiles para Hong Kong y China continental. Por el contrario, los indicadores subieron en Corea del Sur y Australia. Todo ello después de que el índice Nasdaq 100, de gran peso tecnológico, cayera un 1,1% el miércoles y el S&P 500 cerrara un 0,5% por debajo debido a las pérdidas de los megacaps tecnológicos.
El petróleo cayó por primera vez en seis días después de que el presidente Donald Trump señalara que podría aplazar por ahora su intención de atacar a Irán. El West Texas Intermediate cayó un 1,7% el jueves. El oro y la plata cayeron tras haber alcanzado récords en la sesión anterior.
Las acciones asiáticas han superado las ganancias de Wall Street este año gracias a unas valoraciones relativamente más baratas y al optimismo sobre el comercio de inteligencia artificial. Por el contrario, las primeras semanas del año en EE.UU. han estado marcadas por una rotación a la baja de las gigantescas empresas tecnológicas, cuyos beneficios a toda prueba las convertían en apuestas seguras en momentos de incertidumbre económica.
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“Esta es una demostración de lo que ocurre cuando la rotación afecta a los valores que dominan los índices clave”, escribió en una nota Steve Sosnick, estratega jefe de Interactive Brokers.
Mientras tanto, el Tribunal Supremo de EE.UU. no se pronunció el miércoles sobre los desafíos a los aranceles de Trump, dejando al mundo a la espera hasta al menos la próxima semana para conocer el destino de su emblemática política económica.
En Asia, el won surcoreano está en el punto de mira después de que el secretario del Tesoro estadounidense, Scott Bessent, se refiriera a la excesiva caída de la divisa, ofreciendo un raro apoyo verbal mientras el won se desliza hacia su nivel más débil desde 2009.
“Los comentarios de Bessent pueden apoyar al won a corto plazo, pero los mercados pueden tener más influencia si sienten que los fundamentos y la política siguen en una trayectoria de empeoramiento”, dijo Brendan McKenna, estratega de Wells Fargo en Nueva York.
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La atención también estará puesta en Japón, donde la primera ministra Sanae Takaichi convocará elecciones anticipadas en la sesión parlamentaria que comienza a finales de este mes. La renta variable del país se ha disparado y el yen se ha visto presionado por los informes sobre unas elecciones anticipadas.
El yen fluctuó después de que Bessent hablara con el ministro japonés de Finanzas, Satsuki Katayama, y señalara la “indeseabilidad inherente a un exceso de volatilidad de las tasas de cambio”.
Volviendo a las acciones, aunque el S&P 500 cayó en medio de una caída de todas las acciones de las “Siete Magníficas”, más de 300 de sus firmas subieron en realidad. Los valores de pequeña capitalización siguieron obteniendo mejores resultados, y el Russell 2000 batió al S&P 500 por novena sesión consecutiva, igualando la racha más larga desde 1990.
En el frente macroeconómico, las ventas minoristas estadounidenses subieron en noviembre la mayor cifra desde julio, impulsadas por un repunte de las compras de automóviles y la resistencia de las compras navideñas. La inflación mayorista repuntó ligeramente por un aumento de los costos energéticos, aunque los precios de los servicios se mantuvieron sin cambios.
Algunos de los principales movimientos en los mercados:
Acciones
Los futuros del S&P 500 caían un 0,1% a las 9:27 a.m. hora de Tokio. Los futuros del Hang Seng cayeron un 0,3%. El Topix japonés apenas varió. El S&P/ASX 200 australiano subió un 0,4%. Los futuros del Euro Stoxx 50 cayeron un 0,2%.
Divisas
El índice Bloomberg del dólar al contado registró pocos cambios. El euro se cambiaba poco a $1,1643. El yen japonés se cambiaba poco a 158,49 por dólar. El yuan offshore apenas varió a 6,9688 por dólar.
Criptodivisas
El bitcoin cayó un 0,8% a US$96.735,86. El éter cayó un 0,9% a US$3.343.
Bonos
El rendimiento de los bonos del Tesoro a 10 años se mantuvo sin cambios en el 4,13%. El rendimiento de los bonos japoneses a 10 años bajó 3,5 puntos básicos hasta el 2,145%. El rendimiento de Australia a 10 años bajó 5 puntos básicos hasta el 4,67%.
Lejos de capitalizar la mayor disponibilidad de materias primas, el sector cerró noviembre de 2025 con fuertes caídas en producción, ventas internas y exportaciones.
Mientras Vaca Muerta consolida récords de producción de hidrocarburos y se posiciona como uno de los principales motores del sector energético, la industria química y petroquímica atraviesa una de las crisis más profundas de los últimos años. Lejos de capitalizar la mayor disponibilidad de materias primas, el sector cerró noviembre de 2025 con fuertes caídas en producción, ventas internas y exportaciones.
Un informe de la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP) revela que la producción total se desplomó 15% respecto de octubre y 18% en la comparación interanual. En el acumulado de los primeros once meses del año, la contracción alcanza el 6%, confirmando un deterioro sostenido que se profundizó hacia el final de 2025.
El mercado interno tampoco ofreció señales de alivio. Las ventas locales cayeron 9% en el mes, con un impacto especialmente severo en los subsectores vinculados a los agroquímicos finales. En términos interanuales, el retroceso fue del 21%, mientras que el acumulado anual muestra una baja del 17%, en un contexto de fuerte retracción de la demanda industrial y del consumo.
El frente externo, que históricamente funcionó como válvula de escape, tampoco logró compensar la caída doméstica. Las exportaciones retrocedieron 4% frente a octubre y 14% interanual. Entre enero y noviembre, el desempeño exportador quedó 1% por debajo del registrado en 2024, evidenciando un estancamiento que contrasta con el crecimiento de las ventas externas de hidrocarburos.
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La crisis ya tiene impacto directo en el empleo. Tal como informó Ámbito, la petroquímica Sealed Air despidió a 65 trabajadores tras fracasar las negociaciones con el gremio, en el marco de un “proceso global de optimización de recursos”. La compañía aplicó una reducción cercana al 40% de su plantilla, combinando despidos y retiros voluntarios, lo que derivó en un paro por tiempo indeterminado y la paralización total de la planta.
En este escenario adverso, la Pequeña y Mediana Industria Química (PyMIQ) mostró señales mixtas. La producción cayó 9% mensual, aunque mantiene un crecimiento interanual del 9% y un avance acumulado del 7%. Las ventas locales descendieron 7% en noviembre, pero crecieron 9% frente al mismo mes del año pasado. El dato más destacado fue el salto mensual del 27% en exportaciones, aunque la comparación interanual sigue siendo negativa (-20%) y el acumulado anual refleja una caída del 30%.
El deterioro del comercio exterior se tradujo además en una balanza comercial deficitaria. En noviembre, las importaciones del sector bajaron 0,21%, pero las exportaciones medidas en dólares se contrajeron 27%, lo que arrojó un déficit estimado del 16,5%.
A esto se suma un uso de la capacidad instalada que permanece lejos de niveles óptimos. Según la CIQyP, en productos básicos e intermedios el promedio fue del 67%, mientras que los productos petroquímicos alcanzaron el 79%, dejando en evidencia un importante margen de capacidad ociosa en una industria que debería ser estratégica para agregar valor a los recursos de Vaca Muerta.
El gas ya no es solo energía, es un activo financiero de alta velocidad: así es como los Hedge Funds se han adueñado del mercado EEUU y Qatar preparan una ofensiva de GNL que sumará un 11% al suministro mundial, forzando a las grandes petroleras a una guerra de precios.
El mercado energético global y europeo está viviendo una metamorfosis sin precedentes. Si hace apenas tres años el mundo contenía el aliento ante la escasez, hoy el escenario es el opuesto. Según Bloomberg, una “ola de suministros récord” está creando un “mercado de compradores” que durará hasta el final de la década.
Pero la noticia no es solo que hay más gas, sino que las reglas del juego para comprarlo y venderlo en Europa han cambiado para siempre: el gas ha dejado de ser una materia prima lenta para convertirse en un activo financiero de alta velocidad.
Los gigantes están despertando. El motor de esta saturación tiene nombres propios. Según datos de Bloomberg, la producción mundial de GNL creció un 6% en 2025 y la tendencia no ha hecho más que empezar. Este año, dos megaproyectos —Golden Pass en Texas y la masiva expansión de Qatar— comenzarán a bombear combustible, sumando por sí solos un 11% al total de las exportaciones globales una vez alcancen su capacidad máxima.
Esta realidad ha reconfigurado el tablero europeo. De acuerdo con un informe de S&P Global, Estados Unidos ya es el dueño absoluto del suministro en el viejo continente, representando el 77,53% de las importaciones en 2025. El mercado ya no refleja escasez, sino los síntomas de un “exceso de oferta” que está obligando a los precios a la baja, con el índice JKM (Asia) y el TTF (Europa) estrechando sus márgenes.
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El fin del horario de oficina: El gas se vuelve “hiperactivo”. Uno de los cambios más profundos no está en los barcos, sino en las pantallas de los traders. Según revela la newsletter Energy Daily de Bloomberg, el Intercontinental Exchange (ICE) ha extendido el trading de productos de gas y electricidad a 22 horas al día.
Este movimiento rompe con décadas de tradición. Antes, todos los traders se conectaban a las 8 a.m. en Ámsterdam para mirar los inventarios y las noticias del clima. Ahora, el mercado opera casi sin descanso para sincronizarse con Estados Unidos y Asia. Este movimiento permite reaccionar “instantáneamente” a titulares nocturnos sobre Irán o Ucrania. El resultado es una convergencia de precios global, pero con un riesgo: esta inmediatez puede amplificar los movimientos bruscos y la volatilidad en el corto plazo.
El desembarco de los Hedge Funds. Esta nueva liquidez y apertura horaria ha atraído a un jugador con hambre de riesgo: los Hedge Funds. Al no estar atados a activos físicos (como tuberías o barcos), estos fondos pueden apostar por la volatilidad pura. Como explica el análisis de Bloomberg, mientras los operadores tradicionales sufren por los márgenes bajos, los fondos de cobertura aprovechan las oportunidades de arbitraje que genera un mercado que nunca duerme. El gas se ha convertido oficialmente en un activo tan dinámico como el petróleo o las divisas.
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El respiro de las naciones emergentes. La saturación de oferta tiene un salvavidas humano. El desplome de los precios está permitiendo que naciones emergentes como Vietnam, India y Myanmar regresen al mercado. Tras ser expulsados por los precios prohibitivos de la crisis de 2022, estos países están absorbiendo el exceso de GNL para desplazar el carbón y alimentar sus crecientes redes eléctricas. Es este apetito asiático el que está evitando que el mercado colapse totalmente bajo el peso de la nueva oferta estadounidense y qatarí.
El punto engloba más allá. Y comos siempre está el factor geopolítico. Esta abundancia pone en un aprieto a gigantes como Shell y Exxon Mobil. Según Reuters, Shell ya sufre las consecuencias, con una caída en sus resultados de trading que pone en duda sus recompras de acciones de 3.500 millones de dólares.
Por su parte, la geopolítica de Donald Trump añade gasolina al fuego. Como ha tenido acceso Reuters, Trump ha presionado a las petroleras para revitalizar Venezuela tras la salida de Maduro, pero el CEO de Exxon, Darren Woods, se ha mostrado escéptico llamando al país “uninvestable”. Al mismo tiempo, el mercado vigila los aranceles de Trump a Irán, que según la gráfica de Bloomberg, han llevado el crudo Brent a rozar los 65 dólares, complicando la estrategia de unas “majors” que deben encontrar compradores para su excedente de gas en un mundo cada vez más volátil.
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El “Muro” Europeo. En Europa, la batalla no es por el gas, sino por la infraestructura. Ante la lentitud de las obras en tierra, la UE ha fiado su suerte a las FSRU (unidades flotantes de regasificación). Estos barcos son los “enchufes” móviles necesarios para procesar el gas que cruza el Atlántico.
En cambio, España es el ejemplo perfecto de la desconexión entre abundancia y transporte. A pesar de ser el “laboratorio renovable” de Europa, el país se ha topado con un muro técnico. El consumo de gas para electricidad subió un 26% en 2025 para actuar como “guardaespaldas” de la red y evitar apagones. No obstante, el año cerró situándose como el tercero más caro de la historia para el consumidor español. España tiene el gas en sus costas, pero no tiene “cables ni tuberías” (interconexiones) suficientes para aliviar el resto del continente o bajar su propia factura.
Nuevos desarrollos en minería e infraestructura, junto al fortalecimiento del gasto de los hogares, serán claves para dinamizar la economía, afirmó el Ejecutivo peruano, que prevé efectos favorables en empleo y consumo, según Denisse Miralles.
La ministra de Economía y Finanzas de Perú, Denisse Miralles, declaró que la inversión privada seguirá encabezando el crecimiento económico, destacando sus repercusiones en la generación de empleo, el incremento de ingresos y el fortalecimiento del consumo en los hogares peruanos.
De acuerdo con el comunicado difundido por el Ministerio de Economía y Finanzas (MEF), el Ejecutivo peruano proyecta que la economía del país registrará un crecimiento promedio anual del 3,2% entre 2026 y 2031. Según comunicó el MEF, este pronóstico se vincula con el desarrollo de nuevos proyectos mineros, la expansión de la cartera de infraestructura y el sostenido respaldo al gasto de los hogares.
Según informó el Ministerio, las previsiones oficiales se integran en el Informe Preelectoral 2021-2026 y responden a los lineamientos que postula el gobierno presidido actualmente por José Jerí. En el documento, el Ejecutivo precisa que la economía será dinamizada, en los próximos años, especialmente por el avance de diversas iniciativas en minería e infraestructura.
Entre los principales proyectos mineros mencionados figuran Zafranal, la optimización de Cerro Verde y Tía María, los cuales están contemplados para iniciar su desarrollo a corto plazo. Además, las autoridades consideran el impulso de otros proyectos significativos como La Granja, Los Chancas y Michiquillay, que se sumarían al crecimiento del sector.
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Dentro de la estrategia para dinamizar la economía, la administración peruana otorga un lugar relevante al desarrollo de infraestructuras. El informe oficial del MEF hace referencia tanto a la segunda etapa del megapuerto de Chancay como al reacondicionamiento de lotes de hidrocarburos como ejemplos de proyectos de amplia envergadura en la cartera estatal.
Estas inversiones forman parte de un conjunto de obras que, según publicó el MEF, buscan fortalecer las bases productivas y logísticas del país, acompañando simultáneamente el fortalecimiento de la demanda interna.
El Gobierno detalló que el consumo doméstico se mantendrá como uno de los pilares del crecimiento durante el periodo analizado. Según enfatizó la ministra Denisse Miralles en el comunicado citado por el MEF, el gasto privado asociado a estas inversiones de gran escala permitirá “efectos positivos sobre el empleo, los ingresos de los hogares y el fortalecimiento del consumo”.
El Ejecutivo sostiene que la demanda interna mostrará una tendencia sostenida al alza, alimentada principalmente por el sector privado, lo cual se traducirá en una mayor estabilidad de indicadores laborales y un contexto propicio para el consumo de las familias peruanas.
El MEF precisó que las perspectivas de crecimiento económico consideran el buen desempeño previsto para la industria extractiva y la construcción, actividades que, de acuerdo con el Gobierno, ejercerán un efecto multiplicador en cadenas productivas conexas. En este sentido, el Ejecutivo señala que la ejecución de proyectos mineros y la expansión de infraestructuras facilitarán el acceso a mercados, mejorarán la conectividad y fortalecerán los ingresos de diversos actores económicos.
Tras la captura de Nicolás Maduro, Estados Unidos concretó su primera operación de venta de petróleo venezolano por un monto estimado en u$s500 millones, según confirmó un funcionario del Gobierno estadounidense. De acuerdo con esa misma fuente, se prevén nuevas transacciones petroleras en el corto plazo, tanto en los próximos días como en las semanas subsiguientes.
Desde la ofensiva militar lanzada por Washington contra Venezuela y la posterior captura del presidente Nicolás Maduro, a comienzos de este mes, el mandatario estadounidense Donald Trump dejó en claro su intención de explotar las enormes reservas de hidrocarburos del país sudamericano.
El viernes pasado, Trump afirmó que el sector petrolero destinaría al menos u$s100.000 millones a la reconstrucción de la debilitada industria energética venezolana, aunque no precisó el origen ni el respaldo concreto de esa cifra, afirmación que generó dudas incluso dentro del propio sector.
“Hoy no es viable invertir”, advirtió con preocupación el director ejecutivo de ExxonMobil, Darren Woods, al enumerar los obstáculos legales y comerciales existentes. “Antes de cualquier desembolso, habría que establecer marcos regulatorios claros para evaluar si una inversión puede generar algún retorno”, sostuvo.
Tras el extenso encuentro del viernes pasado, Trump y sus principales asesores no lograron obtener compromisos concretos por parte de las empresas para realizar inversiones multimillonarias en Venezuela.
Si bien este miércoles no trascendieron detalles específicos sobre la primera venta, la portavoz de la Casa Blanca, Taylor Rogers, señaló en un comunicado que “el equipo del presidente Trump está promoviendo conversaciones constructivas y permanentes con compañías petroleras dispuestas a realizar inversiones sin precedentes para recuperar la infraestructura energética venezolana”.
Tras concretar su primera venta de petróleo venezolano, Estados Unidos confiscó otro buque petrolero en el mar Caribe. El Gobierno estadounidense informó que infantes de la Fuerza de Tarea Conjunta Southern Spear “detuvieron al petrolero Verónica sin incidentes”.
El U.S. Southern Command compartió un video del operativo que llevaron adelante, en redes sociales, para confiscar el buque petrolero llamado “Verónica”.
Through #OpSouthernSpear, the Department of War is unwavering in its mission to crush illicit activity in the Western Hemisphere in partnership with @USCG through @DHSgov and @TheJusticeDept.
In another pre-dawn action, Marines and Sailors from Joint Task Force Southern Spear,… pic.twitter.com/brxO9xXUu3
“En otra acción antes del amanecer, infantes de marina y marineros de la Fuerza de Tarea Conjunta Southern Spear, en apoyo del Departamento de Seguridad Nacional, zarparon del USS Gerald R. Ford (CVN 78) y detuvieron al petrolero Verónica sin incidentes”, informaron.
Según explicaron, el Verónica es el último petrolero en “operar desafiando la cuarentena impuesta por el presidente Trump a los buques sancionados en el Caribe, lo que demuestra una vez más la eficacia de la Operación Southern Spear”.
En esa línea remarcaron que “el único petróleo que saldrá de Venezuela será el que se coordine de forma adecuada y legal”.
El sector agropecuario del norte bonaerense, especialmente en Ramallo, expresó su preocupación ante el reciente aumento del 50% en las tasas municipales y la instauración de un nuevo impuesto sobre los combustibles, aprobado por mayoría en el Concejo Deliberante local.
Alberto Coscia, presidente de la filial Ramallo de la Federación Agraria Argentina (FAA), fue enfático al solicitar una reunión con el intendente Mauro Poletti para dialogar sobre estas medidas. “Queremos que nos reciba el intendente, no podemos seguir sumando costos a la producción”, afirmó, destacando el impacto directo de estas decisiones en la actividad agropecuaria.
El dirigente señaló además una contradicción con las políticas nacionales, ya que, mientras a nivel nacional se han registrado pequeñas reducciones impositivas, a nivel municipal se implementa esta nueva carga tributaria que afecta incluso al GNC, destinada supuestamente al mantenimiento de los caminos rurales.
Desde la FAA recordaron que en julio de 2025 mantuvieron un encuentro con el intendente para establecer un canal de comunicación fluido y consensuar iniciativas que involucren al sector. Sin embargo, mostraron sorpresa por la falta de diálogo previo a la aprobación de este proyecto.
Uno de los puntos más cuestionados fue el porcentaje del aumento, que desde la filial consideran desproporcionado frente a la inflación reciente y las proyecciones para 2026. Además, advirtieron que el municipio ya recibe recursos destinados a la red vial, como la tasa específica para propietarios rurales, la tasa de estacionamiento de camiones y fondos provinciales, lo que pone en duda la necesidad de crear un nuevo gravamen.
Los productores también denunciaron el estado crítico de la infraestructura rural, con caminos en mal estado y escaso mantenimiento, un problema especialmente preocupante ante el inicio de la próxima cosecha gruesa.
Coscia resaltó la situación económica delicada del sector tras tres años consecutivos de sequía. “Los costos son altos para la producción y muchos recién están respirando luego de lo que fueron tres años de sequía en la zona”, alertó, y advirtió que cualquier aumento extra podría poner en riesgo la continuidad de pequeñas y medianas explotaciones.
Desde la FAA Ramallo aclararon que no se oponen a la existencia del Estado ni al cobro de impuestos, pero exigieron mayor eficiencia y transparencia en la administración de los recursos públicos. “Creemos en una adecuada administración de los recursos que aportan los ciudadanos”, remarcaron, y destacaron que un aumento de tributos no garantiza por sí mismo mejoras en los servicios.
Compararon la situación con distritos vecinos donde, según indicaron, se logra mantener una buena transitabilidad rural sin recurrir a incrementos significativos ni a nuevos tributos. “Hay ejemplos cercanos que demuestran que con gestión y planificación se pueden sostener los caminos en buen estado”, señalaron.
Por último, los referentes agrarios esperan una convocatoria oficial para revisar la medida y evaluar alternativas, insistiendo en la necesidad de abrir un espacio de diálogo antes de que estas nuevas cargas impacten con fuerza en un sector aún en proceso de recuperación.
En el marco del traspaso definitivo de los yacimientos de YPF a la empresa provincial Terra Ignis, a través de una gestión del secretario general del Sindicato del Petróleo y Gas Privado de Tierra del Fuego, Luis Alberto Sosa, el secretario de prensa del gremio, René Vergara, participó de una reunión de trabajo junto al presidente del directorio de Terra Ignis, Maximiliano D’Alessio, el jefe de gabinete Jorge Canals y la ministra de Obras y Servicios Públicos, Gabriela Castillo.
Tras el encuentro, Vergara valoró el espacio de diálogo y la información brindada sobre el proceso que se encuentra en marcha “Estuvimos charlando sobre lo que se firmó ayer, ya el traspaso definitivo de YPF a Terra Ignis. Fuimos convocados para interiorizarnos un poco más de todo lo que viene sucediendo, desde el voto en la Legislatura hasta el día de hoy”, señaló.
El dirigente gremial destacó que uno de los ejes centrales de la reunión fue el esquema que se abre a partir de la convocatoria a nuevas empresas. “Ya se inició el llamado a convocatoria de empresas. Hay un plazo hasta el 15 de febrero para que se presenten y para empezar a ver quiénes van a ser los socios de Terra Ignis en esta nueva etapa”, indicó.
En ese sentido, subrayó la importancia de que el sindicato pueda acompañar de cerca este proceso. “Para nosotros es fundamental estar en conocimiento y en contacto, para que todo se dé de la mejor manera posible y no haya inconvenientes más adelante”, afirmó.
Vergara remarcó además la importancia de esta nueva etapa para el desarrollo energético de la provincia y el rol del sindicato en el acompañamiento del proceso. “Las expectativas siempre tienen que ser satisfactorias. Nosotros vamos a apoyar en todo para que las empresas vengan a invertir, para que haya más exploración, más recursos y más trabajo”, expresó.
Finalmente, señaló que esta etapa genera expectativas en torno al desarrollo energético de Tierra del Fuego. “Vamos a apoyar todo lo que tenga que ver con inversiones, exploración y crecimiento de la actividad en la provincia. Esa es la expectativa que tenemos y por eso estamos acompañando este proceso”, concluyó.
El Gobierno de Bolivia promulgó el decreto 5517 y declaró una emergencia energética y social para todo el país, en respuesta a la fuerte crisis económica que cerró 2025 con una inflación acumulada del 20,40%. La norma autoriza de forma excepcional la importación y venta libre de combustibles para garantizar suministro y estabilizar urgentemente la economía.
El decreto permite que cualquier persona, natural o jurídica, pueda importar, vender y comercializar productos derivados del petróleo a precios de importación o a la entrada en terminales de almacenamiento, siempre que cuente con capacidad propia o alquilada. Las medidas son temporales y se aplican en todo el territorio nacional para mejorar el abastecimiento.
Ante el déficit de combustible, la norma eliminó la condición de sustancia controlada para el diésel, una disposición que busca asegurar el suministro continuo para transporte, producción y la agroindustria. En la práctica, el gobierno presenta estas acciones como parte de la emergencia energética y social, de carácter excepcional y de implementación inmediata.
La medida se adoptó tras intensas negociaciones con la Central Obrera Boliviana y organizaciones de obreros y campesinos que previamente bloquearon carreteras. El gobierno y los sindicatos acordaron un nuevo texto que ratificó la retirada de la subvención y fijó ajustes que permitieron el cese de protestas y el despeje de las rutas.
El decreto lo explica así: “El presente Decreto Supremo tiene por objeto establecer y adoptar medidas excepcionales destinadas a garantizar el abastecimiento de combustibles y energía; reactivar la producción, con la finalidad de devolver la calidad de vida a las y los bolivianos y garantizar la reconstrucción integral de la economía boliviana”.
Cómo quedaron los precios tras el estado de emergencia en Bolivia
El decreto 5516, que acompañó las negociaciones, fijó nuevos precios: 6,96 bolivianos (US$1) por litro de gasolina especial, 11 bolivianos (US$1,58) la premium y 9,80 bolivianos (US$1,40) para el diésel. Esos montos implican aumentos de cerca del 86% y del 162% respecto de las tarifas subvencionadas anteriores. Las cifras se mantendrán vigentes según lo establecido.
El Ejecutivo, del presidente Rodrigo Paz, justificó las medidas por la escasez de dólares y la crisis macroeconómica y las calificó de “excepcionales, temporales e inmediatas” para reactivar la producción y devolver la calidad de vida. Los sindicatos alertaron sobre el riesgo de venta de empresas estatales a capitales extranjeros, extremo que el gobierno negó enfáticamente.
El Gobierno de Río Negro destacó el avance histórico del oleoducto VMOS, entre Allen y Punta Colorada, una obra que ya se inscribe como uno de los hitos energéticos más relevantes de la provincia. El último año, se completó 437 km de tendido de ductos y se alcanzó casi la totalidad de las pruebas hidráulicas. Mientras tanto, continúan obras en estaciones, válvulas y terminal para exportar crudo al mundo.
Con esos hitos técnicos, la obra avanza ahora en la etapa de integración y terminación: pruebas por tramos, cruces especiales, instalaciones de operación y la consolidación de la terminal de almacenamiento y despacho en la costa rionegrina.
Cabe recordar que, en este marco, el gobernador Alberto Weretilneck recorrió el pasado sábado los avances de la obra, donde se construyen seis tanques de almacenamiento que integrarán la futura terminal de exportación de petróleo, y destacó la magnitud de un proyecto que trasciende las fronteras provinciales, por su impacto estratégico no solo para el desarrollo productivo y energético de Río Negro, sino también para el crecimiento y la proyección energética de la Argentina.
A lo largo del año, VMOS alcanzó pasos clave que ordenan el cronograma hacia la puesta a punto:
Acuerdo y reglas claras para la inversión: la Provincia firmó un entendimiento que prevé más de U$S 1.000 millones en 13 años para Río Negro e incluye compromisos como 80% de mano de obra local y compras en la provincia.
Inicio programado de pruebas hidráulicas: en julio se informó el cronograma de inicio de las pruebas y comenzó el avance de las soldaduras hacia Punta Colorada.
Última soldadura automática: en noviembre se celebró la concreción de la última soldadura automática en el ingreso a la terminal de Punta Colorada, cerrando una etapa central del tendido.
Desde la Secretaría de Hidrocarburos provincial mostraron un informe técnico que detalla los avances. Allí se indica que se completó el tendido troncal y que las pruebas hidráulicas alcanzaron el 84% (367 km probados).
Continúan los trabajos en los tanques de almacenamiento TK-7 y TK-8 (77% y 55% de avance de virolas), además de cañería colectora, sistema contra incendios y obras civiles para equipos y edificios auxiliares.
Además, se instalaron 13 de 28 válvulas de bloqueo, junto a casetas de energía y comunicación y obras asociadas. Se ejecutan tareas preparatorias para la perforación direccional en margen norte; y, en margen sur, hay un tramo soldado y probado listo para la inserción, con obras pendientes en el punto de inserción.
En Chelforó (EB1) avanzan obras civiles, instalación de cañería de ingreso y piping interno, y estructuras para trampas receptoras de scraper. En la Estación de Bombeo 2, se ejecuta movimiento de suelos y preparación de fundaciones y bases.
Se construyeron las bases de los seis tanques (con protección catódica, excepto TK403) y hay tres tanques en construcción (TK404, TK401 y TK406), además de bases del sistema contra incendios y trampas de scraper.
La Provincia acompaña la obra con presencia en territorio y controles para garantizar que la inversión se traduzca en empleo y desarrollo local. En octubre, una inspección oficial en la cabecera Allen registró 420 trabajadores activos, de los cuales 360 eran rionegrinos, superando el porcentaje exigido por la normativa provincial.
Al respecto, el gobernador subrayó el impacto laboral del proyecto y afirmó: “Lo prometimos y lo cumplimos”, al informar que el VMOS ya generaba más de 5.000 empleos con fuerte participación de mano de obra local.
Con el tendido completado, el foco continúa en: finalizar pruebas hidráulicas, completar cruces, avanzar en válvulas y estaciones de bombeo, y acelerar el montaje de tanques e infraestructura de la terminal en Punta Colorada para el despacho. El objetivo es que a principios de 2027 puedan comenzar las primeras exportaciones desde el Golfo San Matías.
China endurece su política fiscal para proteger la producción de paneles solares y baterías de litio.
El mercado mundial de energías renovables espera que en 2026 los precios de los paneles solares y las baterías de litio aumenten considerablemente por medidas fiscales que acaba de anunciar el gobierno de China.
La reestructuración de la política de subsidios a las exportaciones que impulsa el gobierno de Xi Jinping generará un aumento de los costos para los exportadores chinos de paneles solares y baterías y podría provocar una suba de los precios para los proyectos de energías renovables en la Argentina y el mundo.
En concreto, el Ministerio de Finanzas deChina anunció que a partir del 1° de abril eliminará la devolución delImpuesto al Valor Agregado (IVA) a las exportaciones de paneles solares. La medida la tomó en conjunto con la Administración Tributaria Estatal.
Al mismo tiempo, el gobierno chino también anunció la reducción de un 9% a un 6% a partir de abril de los reembolsos del IVA a las exportaciones de bateríasde litioy la eliminación total de la devolución de impuestos a partir del 1° de enero de 2027.
El anuncio sobre productos tecnológicos para almacenamiento de energía abarca a baterías de iones de litio, baterías de flujo redox de vanadio y materiales como el hexafluorofosfato de litio, manganato y óxido de litio y níquel, cobalto y manganeso.
China busca proteger la producción de paneles solares
La medida la tomó el Ministerio de Finanzas y la Administración Tributaria Estatal de China.
China ya había tomado una medida similar en diciembre de 2024, cuando redujo los reembolsos del impuesto a las exportaciones de los paneles del 13% al 9% para contrarrestar la fuerte baja de los precios en el sector por las tensiones comerciales internacionales.
El país asiático controla casi el 90% de la producción de paneles solares y baterías en el mundo. La medida del gobierno de Xi Jinping apunta a que los precios frenen de inmediato su caída para luego aumentar con el correr de los meses.
La Asociación de la Industria Fotovoltaica de China señaló que la medida debería ayudar a frenar una caída excesiva de los precios de exportación a largo plazo, ya que los productos fotovoltaicos de ese país enfrentan una competencia cada vez más intensa en los mercados extranjeros, según publicó la agencia Reuters.
Además, la entidad industrial reiteró el pedido a los fabricantes de paneles para que dejen de vender los productos por debajo de los costos y remarcó que algunos exportadores chinos utilizan los beneficios impositivos como un descuento de precios para los compradores extranjeros en un mercado con exceso de oferta de paneles.
«La reducción o cancelación oportuna de los descuentos a las exportaciones de productos fotovoltaicos puede ayudar a promover un retorno racional de los precios en el mercado externo y reducir el riesgo de fricciones comerciales», finalizó la entidad industrial china.
Dioxitek alcanzó un nuevo récord de producción en su planta en Córdoba.
Dioxitek alcanzó un nuevo récord anual de producción de dióxido de uranio durante el 2025. Desde la empresa apuntaron que este hito permite pensar que se puede llegar a satisfacer la demanda total de las centrales nucleares Atucha I y II y Embalse y evitar la importación de dióxido.
La empresa estatal anunció que produjo 190 toneladas de dióxido de uranio de grado nuclear durante 2025, marcando un nuevo récord de producción anual de este insumo utilizado para la fabricación de los elementos combustibles que abastecen a las centrales nucleares argentinas. Las centrales argentinas demandan unas 230 toneladas por año.
El principal servicio que Dioxitek ofrece es la transformación del concentrado de uranio en dióxido de uranio en su planta de conversión en Córdoba.
«Este hito fue posible gracias al proceso de saneamiento y reordenamiento integral de Dioxitek, sumado a la planificación y al impulso de procesos de mejora en la planta productiva de dióxido de uranio en Córdoba. También fue posible gracias al esfuerzo y compromiso de todo el personal de planta que llevó adelante la tarea», indicaron desde la empresa.
Operación en Córdoba
Econojournal informó que en la empresa estan trabajando para garantizar e inclusive incrementar la producción de dióxido de uranio en Córdoba.
La empresa renegoció a finales de 2024 la tarifa que Nucleoeléctrica, la empresa generadora nuclear estatal, abona por el servicio de conversión a dióxido de uranio. La nueva tarifa le permitió a Dioxitek solucionar la urgencia económica en la que se encontraba la empresa y afrontar obras vitales para mantener la operación en la planta de Córdoba.
La inversión de capital requerida en Córdoba asciende a US$ 14 millones, en un plan diagramado a cinco años. Con esta inversión sería posible elevar la producción en Córdoba hasta por lo menos 200 toneladas de dióxido de uranio por año.
En paralelo, Nucleoeléctrica trabaja para poder utilizar combustible con uranio levemente enriquecido (ULE) en Atucha II, lo que generaría un ahorro de 50 toneladas anuales en el consumo de dióxido. El combustible ULE se viene utilizando en Atucha I desde finales de la década de 1990.
De esta manera, Dioxitek podrá garantizar el abastecimiento pleno para las centrales argentinas.
Cómo Dioxitek produce el dióxido de uranio
El dióxido de uranio de pureza nuclear grado cerámico se fabrica a partir de diferentes materias primas: el concentrado de uranio (U3O8, también conocido como yellowcake), scraps (restos) de dióxido de uranio y el diuranato de amonio.
Estos componentes atraviesan un proceso físico-químico de purificación y conversión hasta llegar al polvo de dióxido de uranio (UO2) de calidad nuclear, insumo que es utilizado para la fabricación de pastillas que sirven como elementos combustibles en las tres centrales nucleares de nuestro país.
El Gobierno nacional elevó al Senado su propuesta para designar a las nuevas autoridades del Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad (ENRGE), el nuevo organismo unificado con el cual la actual gestión dará por finalizado el proceso de normalización de los entes de contralor y regulación del sector energético.
La propuesta, que lleva la firma de la secretaria de Energía, María Carmen Tettamanti, busca cubrir los cargos de Presidente, Vicepresidente y tres Vocales para el nuevo organismo unificado.
La selección de los candidatos fue el resultado de un proceso técnico que comenzó con la conformación de un Comité de Selección mediante la Resolución SE N° 479/2025. Este cuerpo estuvo integrado por Osvaldo Ernesto Rolando, Santiago Urbiztondo y María Luján Crespo.
Tras una etapa de evaluación de antecedentes y entrevistas personales, el Comité elevó las ternas correspondientes a la Secretaría de Energía, la cual, a través del Ministerio de Economía, trasladó la recomendación final al Poder Ejecutivo.
Llamó la atención la ausencia de Carlos Casares, actual interventor del Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) que es quien viene desempeñando el cargo desde que empezó la gestión del presidente Javier Milei, pero no está referido para integrar el nuevo directorio.
Los perfiles del presidente y vice
A partir de ese análisis de los postulantes, el gobierno propone al Senado cinco funcionarios para cubrir los perfiles propuestos para conducir la regulación energética. Para la presidencia del ENRGE se propone a Néstor Marcelo Lamboglia y como vicepresidente a Vicente Serra. En tanto los vocales son Marcelo Nachón, Griselda Lambertini y Héctor Sergio Falzone.
Néstor Marcelo Lamboglia: Es el actual interventor del Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) e integrante del Grupo de Asesores de la Secretaría de Energía. Anteriormente, desempeñó funciones como Asesor Jurídico Argentino de la Entidad Binacional Yacyretá.
Lamboglia es un abogado con amplio recorrido en el sector eléctrico, fue el único colaborador que se sumó a la conducción del ENRE durante la la gestión de Osvaldo Orlando, que fue el interventor que reemplazó a Darío Orbe. Rolando, a su vez fue uno de los tres integrantes del comité que se encargó de proponer las ternas para cada una de las cinco posiciones del nuevo directorio del ente regulador.
De acuerdo a la idea del Gobierno del nuevo ente, Lamboglia va a ser el encargado de imprimir el ritmo de gestión y de armar la estructura del ENRGE en interlocución con el Gobierno nacional, es decir, con la Secretaría de Energía y el Ministerio de Economía, como persona de confianza tanto de María Tetamanti como de Daniel González.
Vicente Serra. Se desempeña como presidente de la firma Intelligence Energy Solutions. Su trayectoria en la función pública incluye el cargo de Director Nacional de Refinación y Comercialización, además de haber sido asesor de la intervención de Yacimientos Carboníferos Fiscales.
Serra, también es otro histórico del sector eléctrico que pasó por las principales consultoras técnicas del área y que quien se le reconoce en la industria por haber sido el único de los cinco integrantes que tiene un paso tanto por el sector eléctrico como el de gas natural. Puede funcionar como un puente entre ambas áreas en el nuevo esquema unificado.
El candidato a la vicepresidencia del ENRGE Se sumó a la administración de La Libertad Avanza de la mano del ex jefe de Gabinete Nicolás Pose, asesorando específicamente a Rolandi. Tiene una buena articulación con actores de la actual gestión energética y tuvo un paso, en su momento, con el Enargas durante la gestión de Antonio Pronzato.
El aporte técnico de los vocales
Vocal Primero Marcelo Nachón. Actualmente forma parte del Consejo Asesor del Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS). Posee experiencia en el sector privado en el área de Gerenciamiento de Proyectos Especiales de Wintershall DEA Argentina SA y ocupó la Dirección Nacional de Economía de los Hidrocarburos.
Nachón es un directivo eminentemente técnico del sector de gas natural, fue colaborador de la Secretaría de Energía en el área, de perfil bajo pero sólido en términos técnicos y regulatorios.
Vocal Segunda Griselda Lambertini. Integra el Consejo Asesor de la intervención del Enargas, organismo donde previamente fue Vocal Tercera de su Directorio. Es miembro del Grupo Interdisciplinario de Asesores de la Secretaría de Energía y trabaja como consultora independiente en regulación energética.
Lambertini es una de las colaboradoras del grupo de trabajo de Casares al frente de Enargas, y formó parte del CEARE, el Centro de Estudios de la Actividad Regulatoria Energética de la UBA que forma especialistas en energía. Tiene fuerte vinculación a todos los temas de de transición energética.
Vocal Tercero Sergio Falzone. Actualmente cumple funciones como asesor técnico regulatorio en la Secretaría de Energía de la Nación. En su historial profesional destaca su labor como Gerente Comercial y de Combustibles en Central Puerto SA, y su paso por la Gerencia General del Consorcio de Empresas Mendocinas para Potrerillos SA.
Falzone tuvo un paso fallido por la gestión del ex secretario de Energía Rodriguez Chirilo, candidateado por entonces como Secretario de Energía Eléctrica y como vicepresidente de Cammesa, y ahora entra como vocal tercero, con un fuerte conocimiento del sector de generación eléctrica sobre todo y también de distribución.
La documentación oficial ya se encuentra a disposición de la titular del Senado, Victoria Villarruel, para dar inicio al tratamiento legislativo que requiere la ratificación de estos cargos
Iberdrola Renovables, EDP Renewables, Zelestra y Saeta Yield confirmaron su participación en Future Energy Summit (FES) Iberia 2025, se prepara para reunir a los principales actores del mercado energético en su próxima edición.
El evento tendrá lugar en Madrid el próximo 12 de febrero en Colegio Caminos, Auditorio Betancourt, y será una plataforma clave para discutir tecnologías críticas como el almacenamiento con baterías (BESS), los PPAs híbridos y la evolución regulatoria del sector.
Julio Castro, CEO de Iberdrola Renovables, y Rocío Sicre, Directora General de EDP Renovables en España, participarán del Panel 2 de CEOs, que abrirá el bloque privado con una visión estratégica sobre el contexto actual de mercado. Allí se anticipa un fuerte enfoque en escalabilidad de proyectos, desafíos económicos y regulaciones pendientes.
Por su parte, Álvaro Pérez de Lema, CEO de Saeta Yield, estará presente en el Panel 6, orientado a las nuevas oportunidades del sur de Europa, donde compartirá escenario con otros líderes empresariales para abordar las perspectivas de hibridación, repotenciación de activos y acceso a financiación competitiva. En tanto, Enrique de Ramón, Global Head of Business Origination & BESS de Zelestra, participará en el panel especializado en almacenamiento energético, centrado en rentabilidad, modelos de negocio y bancabilidad de BESS.
EDP Renovables llega al evento tras lanzar su primer proyecto híbrido hidroeléctrico-solar en España y consolidarse como referente en hibridación con más de 140 MW renovables integrados. La compañía posee 4.586 MW de capacidad instalada, con más de 11 TWh comercializados al año y presencia destacada en redes y comercialización. Su cuarta planta híbrida solar-eólica refuerza esta posición.
Cabe recordar que durante la edición de FES Iberia 2025, Rocío Sicre anunció que el almacenamiento ocupa un lugar central en el plan inversor de EDP, junto con proyectos híbridos de nueva generación. “Estamos ya desarrollando el primer proyecto con tres tecnologías, que combina eólica, solar y almacenamiento. Pensamos que con este tipo de iniciativas aportaremos firmeza y estabilidad al sistema”, indicó la ejecutiva durante el encuentro.
Zelestra, con más de 6,4 GW en proyectos libres de carbono y operaciones avanzadas en control digital, será protagonista gracias al primer PPA solar + baterías a gran escala firmado en España, junto a EDP. El proyecto en Trujillo, con 170 MWdc de solar y 400 MWh de almacenamiento, generará 300 GWh anuales y evitará más de 40.000 toneladas de CO₂ al año, ofreciendo flexibilidad en horas pico.
Iberdrola Renovables, además de sus avances tecnológicos, ha cerrado dos nuevos PPAs con Microsoft por 150 MW para los parques Iglesias (Burgos) y El Escudo (Cantabria), mientras avanza con una inversión superior a 250 millones de euros en Ayora 1 y Cofrentes I, sumando 360 MW en la Comunidad Valenciana. La compañía también lidera en digitalización con el uso de IA, Azure y Copilot para optimizar operaciones.
Saeta Yield, con 728 MW en operación distribuidos entre España y Portugal, ha cerrado una refinanciación de 340 millones de euros que incluye la primera hibridación de activos solares por 110 MW, una apuesta que marcará su hoja de ruta de crecimiento sostenible y modernización de cartera.
Entre los temas que marcarán la agenda del evento destacan el auge de las soluciones de almacenamiento a gran escala, los PPAs, la gestión de la demanda energética y la necesaria adecuación regulatoria para garantizar la viabilidad de estos nuevos modelos. El almacenamiento, en particular, se posiciona como una pieza estratégica en el nuevo mix energético, no solo para dar flexibilidad al sistema, sino también para habilitar esquemas más eficientes de comercialización.
El sector sigue a la espera del desarrollo del mercado de capacidad en España y de una regulación clara que permita monetizar los servicios de respaldo, estabilidad y diferimiento de carga que ofrecen las baterías. Este contexto será abordado en profundidad en los paneles más técnicos de FES Iberia 2025, donde se espera que los líderes empresariales y autoridades públicas articulen propuestas concretas para dinamizar las inversiones.
Además del sector privado, FES Iberia 2025 contará con la participación confirmada de autoridades del MITECO, IDAE y gobiernos autonómicos, que abordarán el rumbo regulatorio y territorial de la transición energética. Carmen López Ocón, directora de Energías Renovables y Mercado Eléctrico del IDAEA, y Fátima García Señán, subdirectora general de Almacenamiento y Flexibilidad del MITECO, forman parte del panel de autoridades confirmadas, además de los referentes de Comunidades Autónomas. La agenda del evento promete mesas de debate de alto nivel técnico, con foco en almacenamiento, planificación regional, y el futuro de la inversión renovable.
En este contexto, los máximos ejecutivos del sector privado expondrán sus estrategias en proyectos híbridos, digitalización de operaciones y despliegue de almacenamiento, lo cual será central en las conversaciones que definirán el próximo gran salto del mercado ibérico.
El desarrollo eólico en Perú se acelera con fuerza, de modo que cuenta con 49 proyectos eólicos en trámite que totalizan 10754 MW de potencia instalada, de acuerdo con el compendio oficial publicado por OSINERGMIN.
La ola de proyectos incluye desde iniciativas en etapa de solicitud de conexión hasta estudios de preoperatividad aprobados por el COES y la información consolidada por el regulador muestra un crecimiento sin precedentes en generación eólica, superando incluso a la solar fotovoltaica en potencia proyectada.
Esta expansión se concentra principalmente en los departamentos de Lambayeque, Ica, Piura y Arequipa, zonas donde el recurso eólico es más constante y predecible.
Aunque del total, solo cinco cuentan con concesión definitiva que en conjunto suman 988,2 MW con concesión otorgada, lo que representa menos del 10 % del total en tramitación: Se trata de los parques Guarango (330 MW) promovido por SL Energy, Emma (72 MW) de GR Bayóvar, Mórope (224 MW) impulsado por Orygen Perú, Muyú (142,6 MW), también de Orygen, y Caravelí (218,3 MW), promovido por IberEólica.
Orygen Perú se posiciona como el principal desarrollador del país, con siete proyectos que en conjunto superan los 1000 MW de capacidad instalada. Sus iniciativas se concentran principalmente en la región de Ica, aunque también tiene presencia en Lambayeque, Piura y Arequipa. Los parques impulsados por esta empresa son: IKA Sur (241,8 MW), IKA Norte (148,8 MW), Salinar Sur (148,8 MW), Salinar Norte (117,8 MW), Taita (61,6 MW), Mórope (224 MW) y Muyú (142,6 MW).
Kallpa Generación también avanza con fuerza, con cuatro proyectos: Algarrobo (180,6 MW), Cherrepe (142,5 MW), Los Vientos (364,8 MW) y Pacífico (306 MW). Le sigue Engie Energía Perú, que impulsa centrales como Twister (129,6 MW), Urani (122,4 MW), Sariri (122,4 MW) y la ampliación de Punta Lomitas (192,2 MW), en la región Ica.
Por su parte, Engie Energía Perú promueve cuatro proyectos en la región de Ica. Se trata de Ampliación Punta Lomitas (192,2 MW), Twister (129,6 MW), Urani (122,4 MW) y Sariri (122,4 MW), que totalizan más de 560 MW.
Fenix Power, con presencia en Piura, Lambayeque e Ica, también destaca entre los líderes del sector. Su portafolio incluye el parque Bayóvar (250,8 MW), Naylamp (237,6 MW) y Piletas (250 MW), todos en fases avanzadas de tramitación ante el COES. Por su parte, Statkraft Perú participa con un proyecto de 217 MW, denominado Flug, ubicado en Lambayeque, que está en proceso de tramitación ante el COES.
En cuanto a tamaño de proyectos, los cinco parques con mayor potencia instalada proyectada son: La Espinoza (474,6 MW, Sechín Generación Eléctrica), Quercus (452 MW, Quercus S.A.C.), Violeta Eólica (452 MW, Violeta S.A.C.), Cerro Chocán (422,4 MW, NORWIND S.A.C.) y Rosa (404 MW, Rosa S.A.C.), todos en fase de tramitación sin concesión aún confirmada. Estos proyectos destacan por su escala y por estar ubicados principalmente en las regiones de Lambayeque y Piura.
Otros desarrolladores relevantes que contribuyen al nuevo mapa eólico nacional incluyen a Cordillera Solar, Shougang Generación Eléctrica, Oryx Power, Bow Power y Norwind, entre otros. Muchos de estos actores tienen operaciones regionales o alianzas con grupos internacionales, lo que refuerza el carácter global del interés inversor en el viento peruano.
La mayoría de los proyectos tiene como fecha estimada de puesta en operación comercial (POC) los años 2026 a 2028, dependiendo del avance regulatorio y ambiental. Sin embargo, solo una parte ha logrado obtener la concesión definitiva, lo que implica que el grueso del portafolio se encuentra aún sujeto a procesos administrativos clave ante el Ministerio de Energía y Minas.
Este auge eólico se da en un contexto normativo desafiante. La aprobación de la Ley 32249, en enero de 2025, introdujo una modernización del mercado eléctrico peruano, pero su reglamentación aún no ha sido publicada. Esto genera incertidumbre entre los desarrolladores, que reclaman mayor claridad para planificar inversiones y estructurar contratos de compraventa de energía.
Durante la consulta pública del reglamento, el sector renovable envió más de 1000 observaciones, sin que hasta ahora se haya presentado una versión actualizada del texto normativo. Uno de los aspectos más críticos para los promotores de energía eólica es la definición de los bloques horarios de contratación, necesarios para ofrecer competitividad a tecnologías intermitentes como la eólica.
“Es importante que el proceso sea claro y que las observaciones del sector puedan ser consideradas en un marco de diálogo institucional”, manifiestan desde el sector privado, en relación con el proceso liderado por el Ministerio de Energía y Minas.
Mientras tanto, el pipeline eólico sigue creciendo, y con él, las expectativas de una transformación profunda en la matriz eléctrica nacional. La suma de 10,7 GW en tramitación supera en diez veces la capacidad eólica actualmente en operación en el país, que alcanza 1021,3 MW. Según Osinergmin, esta potencia se distribuye en diez centrales ya integradas al sistema interconectado nacional.
Con condiciones naturales favorables, apetito inversor y un mercado con alto potencial de expansión, el Perú tiene todos los elementos para consolidar su liderazgo eólico en la región. Pero para que eso ocurra, será necesario que el Estado defina con rapidez y previsibilidad las reglas de juego que permitirán transformar esta proyección en infraestructura concreta.
La última ronda de adjudicación de energía eólica marina (AR7) del Reino Unido adjudicó 8,2 GW de energía eólica marina fija y casi 200 MW de energía eólica marina flotante, lo que la convierte en la mayor subasta de energía eólica marina de Europa hasta la fecha.
Un récord de 19 proyectos con una capacidad potencial total de 24 GW fueron elegibles para presentar ofertas. Esta competencia activa resultó en precios de ejercicio para proyectos de fondo fijo de 91,20 £/MWh en Inglaterra y Gales, y de 89,49 £/MWh en Escocia. Y la capacidad adjudicada abastecerá el equivalente a casi 10 millones de hogares y la convocatoria
Los precios del AR7 son aproximadamente un 40 % inferiores a los de la construcción y operación de nuevas plantas de gas en el Reino Unido (147 £/MWh) y casi un 30 % inferiores a los de la construcción y operación de nuevas plantas nucleares en el Reino Unido (124 £/MWh).
La energía generada por los 8,4 GW de los nuevos parques eólicos marinos ahorrará a los consumidores casi 1700 millones de £ al año en comparación con el coste alternativo del gas. Mientras que lo adjudicado abastecerá el equivalente a casi 10 millones de hogares y la convocatoria
Un momento crucial para la estabilidad y la planificación a largo plazo
El Reino Unido sufrió una ronda de subasta fallida en 2023 (AR5), lo que generó incertidumbre y retrasos. La siguiente ronda de subasta (AR6) resultó en un precio de ejercicio más realista, pero no aportó suficiente capacidad nueva. El AR7 marca ahora un punto de inflexión con una fuerte competencia y una amplia cartera de proyectos listos para construir.
Esto se debe en gran parte al diseño de las subastas del Reino Unido, que ofrece Contratos por Diferencia (CfD) bilaterales. Estos CfD ayudan a reducir el riesgo de los proyectos eólicos marinos y ofrecen visibilidad a largo plazo sobre los ingresos. Con un presupuesto de 1.790 millones de libras, el Gobierno del Reino Unido ha superado el presupuesto inicial de 1.100 millones de libras, asegurando capacidad adicional para impulsar la seguridad energética y la resiliencia económica.
El año pasado, la industria eólica europea propuso un Nuevo Acuerdo sobre Energía Eólica Marina para acelerar y minimizar los riesgos de desarrollo de energía eólica marina local y competitiva. Exige a los gobiernos europeos coordinar un desarrollo anual de 15 GW entre 2031 y 2040, con 10 GW anuales resultantes de subastas de contratos por diferencia (CfD). A cambio, la industria se comprometió a realizar importantes inversiones privadas y a reducir aún más los costes.
La próxima Cumbre de los Mares del Norte en Hamburgo es una oportunidad única para consolidar los compromisos del Gobierno, la industria y los GRT para avanzar en este aspecto, basándose en el éxito del AR 7 en el Reino Unido.
Los 192 MW adjudicados hoy a proyectos eólicos flotantes representan un paso más hacia el despliegue de energía eólica flotante limpia a escala comercial. Para mantener este impulso y aprovechar al máximo su potencial, la industria necesita planes de apoyo a medida, un compromiso claro con un cronograma de subastas específicas para proyectos flotantes y una sólida inversión en infraestructura portuaria.
A continuación, la descripción general de todos los bits ganadores:
Proyectos
Capacidad CfD adjudicada (MW)
Propietario(s)
Precio de ejercicio (2024)
Año de entrega (fase 1)
Awel y Mor
775
RWE (60%), Stadwerke München (30%), Siemens Financial Services (10%)
91,2 libras esterlinas/MWh
2030/31
Dogger Bank Sur
3000
RWE (51%), Masdar (49%)
91,2 libras esterlinas/MWh
2030/31
Vanguardia del Este de Norfolk
1545
RWE
91,2 libras esterlinas/MWh
2029/30
Vanguardia de Norfolk Oeste
1545
RWE
91,2 libras esterlinas/MWh
2028/29
Banco Berwick
1380
SSE Renewables
89,49 £/MWh
2030/31
Pentland (flotante)
92.5
Copenhagen Infrastructure Partners (80%), Eurus Energy (10%), Hexicon (10%)
Centroamérica y el Caribe ingresaron a una etapa clave para la integración del almacenamiento en la matriz energética. Guatemala, Panamá, República Dominicana y Honduras tienen en marcha licitaciones que, en conjunto, suman más de 4000 MW y que ya incluyen al BESS como un componente exigido o estratégicamente valorado. La tendencia es clara: se espera que las nuevas plantas no solo generen, sino también gestionen la energía.
Sin embargo, Leonardo David, consultor especializado en mercados eléctricos, advierte que el modelo de contrato que prevalece en la región sigue siendo insuficiente para atraer inversiones en esta tecnología.
En su análisis plantea que “los PPA tradicionales con enfoque ‘race to the bottom’ y el arbitraje de energía en mercado spot no suelen generar suficiente ingreso para justificar una batería por sí solos”, como la gestión de potencia, el respaldo al sistema o la respuesta rápida a la demanda. Bajo esas condiciones, sostiene que no es posible justificar financieramente el despliegue de almacenamiento, incluso si los pliegos lo exigen.
El caso hondureño es ilustrativo. En noviembre pasado, el nuevo gobierno reactivó una licitación por 1500 MW, que contempla una exigencia técnica de 20 % de capacidad en almacenamiento por proyecto. La licitación ha sido vista como una señal positiva para el mercado, pero también ha despertado inquietudes entre desarrolladores. David considera que el problema no está en la obligación de incorporar BESS, sino en que los contratos no reflejan el valor que estos sistemas aportan al sistema eléctrico.
Este fenómeno no es exclusivo de Honduras. En República Dominicana, Guatemala y Panamá también se están convocando licitaciones que permiten o promueven la incorporación de almacenamiento, en parte como respuesta a la necesidad de flexibilizar sistemas con alta penetración renovable. Sin embargo, en la mayoría de los casos no existen mecanismos contractuales o mercados específicos que remuneren la disponibilidad, la capacidad o los servicios auxiliares.
Desde el punto de vista del financiamiento, esta falta de ingresos diversificados compromete la bancabilidad. David explica que las baterías requieren una estructura de ingresos más compleja que la energía solar o eólica: dependen de flujos por energía, capacidad, servicios técnicos y participación activa en la red. Cuando los contratos solo reconocen uno de esos elementos, el modelo de negocio queda incompleto y el proyecto, en muchos casos, inviable.
Ante este escenario, el especialista sugiere avanzar hacia esquemas que permitan capturar el valor real del almacenamiento, como contratos por diferencia, mercados de capacidad o pagos por servicios de red. Además, destaca que la apertura del mercado es clave para destrabar nuevas inversiones, sobre todo en países donde la compraventa de energía sigue concentrada en empresas estatales.
En su propuesta, David señala que Honduras podría beneficiarse de una segmentación del mercado, donde la estatal ENEE se enfoque en consumidores regulados, transmisión y distribución, mientras se habilita la competencia entre generadores y grandes consumidores. “Crear una categoría de consumidores calificados, como ya existe en Panamá o Guatemala, sería un paso decisivo”, expresó. En ambos países, este segmento se aplica para consumos pico mensuales superiores a 100 kW, aunque en el caso hondureño sería necesario estudiar cuál es el umbral adecuado.
También considera viable permitir líneas privadas de transmisión, de forma que la situación financiera de la ENEE no frene la ejecución de contratos. A su juicio, una privatización total de la estatal sería caótica, pero sí se puede avanzar hacia un esquema donde conviva con operadores privados, como sucede con el INDE en Guatemala.
Aunque el contexto regulatorio todavía presenta barreras, el interés del sector privado se mantiene firme. Los procesos en marcha en Guatemala y República Dominicana, con plazos definidos y respaldo institucional, están generando movimiento entre desarrolladores y bancos multilaterales. Pero el interrogante de fondo persiste: ¿cómo cerrar el financiamiento de proyectos con BESS si los contratos no reflejan su verdadero valor técnico?
La respuesta, según David, pasa por alinear exigencias técnicas con estructuras contractuales modernas y flexibles. El almacenamiento ya dejó de ser una opción y pasó a ser una condición. Ahora, el desafío es convertirlo también en una inversión viable.
La provincia de Buenos Aires aprobó el nuevo reglamento de generación distribuida comunitaria, lo que representa un punto de inflexión en el avance de las energías renovables descentralizadas en Argentina.
La norma habilita por primera vez que múltiples usuarios de la provincia con puntos de suministro independientes se asocien para producir energía renovable de manera conjunta, compartir los beneficios del autoconsumo y monetizar los excedentes que inyecten a la red.
El nuevo marco normativo establece reglas técnicas, contractuales y económicas claras para el desarrollo de proyectos de más de 10 kW. Está especialmente orientado a pymes, cooperativas, municipios, parques industriales y comunidades urbanas y rurales, y deja atrás el carácter experimental o piloto que caracterizaba a muchas iniciativas anteriores.
“No se trata de experiencias piloto, sino de un marco pensado para instalaciones de escala media, con reglas técnicas, contractuales y económicas definidas, lo que habilita un flujo real de proyectos para empresas de ingeniería, EPC, integradores tecnológicos y proveedores de equipamiento”, aseguró el experto en transición energética Dr.-Ing. Alejandro J. Gesino
La asociación entre usuarios podrá constituirse mediante un acuerdo privado o mediante una persona jurídica, y cada integrante recibirá créditos monetarios en su factura por su participación en los excedentes energéticos inyectados.
“Un aspecto central es la claridad en la monetización de la energía excedente (…) Esta previsibilidad mejora sustancialmente los modelos financieros, reduce el riesgo regulatorio y fortalece la bancabilidad de los proyectos, permitiendo estructurar esquemas de autoconsumo colectivo con retornos medibles y sostenibles”, manifestó Gesino.
Además, los proyectos que se registren en el RUGER —registro obligatorio para acceder al régimen— tendrán acceso a exenciones fiscales previstas en la Ley 15.325, incluyendo la comunicación directa con ARBA, lo que impacta directamente en la mejora del retorno de inversión y la rentabilidad de los proyectos.
Y cabe recordar que, actualmente, Buenos Aires es la segunda jurisdicción con mayor participación en la generación distribuida nacional bajo la Ley N° 27424, con 917 usuarios-generadores que suman 22,61 MW de capacidad instalada.
Esta cifra representa más del 18% de los 119,24 MW operativos a nivel nacional; sumado a que la provincia bonaerense también posee 278 trámites en curso que podrían agregar 5,14 MW adicionales.
Subtítulo: Nuevos modelos de negocio y perspectivas tecnológicas
El nuevo reglamento habilita una evolución tecnológica progresiva, al dejar preparado el terreno para incorporar soluciones de almacenamiento, sistemas de gestión inteligente de la demanda y desarrollos vinculados a la electromovilidad, con reglas regulatorias ya establecidas.
“En términos estratégicos, este marco normativo habilita nuevos modelos de negocio: comunidades solares, autoconsumo industrial compartido, esquemas de “energía como servicio”, cooperativas energéticas y proyectos municipales con fuerte impacto local”, analizó el especialista
“Si bien no crea un mercado mayorista ni habilita la venta libre de energía, consolida una infraestructura de transición energética distribuida, regulada y económicamente viable, con alto potencial de escalamiento e integración futura con almacenamiento, gestión de demanda y electromovilidad”, añadió.
La licitación pública LPI ETESA 01-25, convocada por la Secretaría Nacional de Energía de Panamá, fue reprogramada para el 3 de marzo de 2026. Esta decisión vino acompañada de modificaciones al pliego técnico, a raíz de observaciones de actores del sector privado, principalmente en lo relacionado con la estructura de los contratos propuestos.
Inicialmente, el proceso contemplaba exclusivamente un contrato por diferencia de curva de demanda, un esquema que presentó limitaciones para ciertas tecnologías renovables como la eólica, caracterizadas por una generación variable. Ante esto, se incorporó una segunda opción: el contrato por diferencia de curva de generación, lo que permitió ampliar el abanico de posibilidades para los desarrolladores y adaptarse mejor a las características técnicas de cada proyecto.
En este contexto, desde el World Energy Council Panamá, su presidente, Héctor M. Cotes, remarcó la importancia de establecer procesos planificados que brinden claridad al mercado. En diálogo con este medio, expresó:
“Un cronograma de licitaciones, como el que se ha planteado, es beneficioso para los inversionistas actuales y potenciales porque genera previsibilidad y fomenta la participación de más empresas, lo que estimula la competencia y al final debe poder verse reflejado en mejores precios”.
La experiencia acumulada en procesos anteriores demuestra que, cuando se presentan reglas claras y se otorgan tiempos razonables para la preparación de ofertas, el resultado es una mayor participación y competencia. Estos factores no solo influyen en los precios, sino también en la calidad técnica de los proyectos adjudicados y en la seguridad jurídica que requiere la inversión de largo plazo.
Desde la perspectiva institucional, el cronograma de la licitación también se alinea con los objetivos del Plan Energético Nacional 2050, que establece como una de sus metas estratégicas el crecimiento sostenido de las energías renovables en la matriz nacional. El llamado actual forma parte de esa hoja de ruta, con contratos a 20 años que buscarán incorporar potencia firme y renovable al sistema panameño.
El diseño de contratos a largo plazo bajo esquemas estables permite a los inversionistas estructurar financiamiento a condiciones competitivas, con una menor percepción de riesgo regulatorio.
Este tipo de planificación es visto como un elemento clave por los actores que deben decidir entre múltiples mercados posibles para destinar sus capitales.
La previsibilidad, además, permite que empresas locales e internacionales puedan anticipar movimientos estratégicos, formar alianzas y desarrollar portafolios más robustos. Sin estos elementos, las convocatorias pueden terminar con baja participación o con condiciones que no reflejan la realidad tecnológica y financiera del sector.
Panamá busca consolidarse como un destino atractivo para la inversión en renovables, y eso requiere no solo voluntad política, sino también marcos normativos y procesos licitatorios que reflejen las necesidades reales del mercado.
En ese sentido, para organizaciones como WEC Panamá, resulta indispensable que los próximos llamados mantengan el enfoque actual y continúen perfeccionándose en base al diálogo técnico entre el sector público y privado.
La convocatoria LPI ETESA 01-25 será una referencia para los procesos futuros. De su resultado dependerá en gran medida la señal que reciba el mercado sobre la dirección que tomará el país en materia de transición energética. La expectativa está puesta en que, a partir de este rediseño, el país logre adjudicar contratos competitivos que amplíen su capacidad instalada con tecnologías limpias y sostenibles.
El presidente Javier Milei encabezó una reunión en Casa Rosada con directivos de MidOcean Energy y representantes de Black Limited, en el marco de una estrategia oficial para fomentar inversiones en energía y minería en Argentina.
En el encuentro participaron también el ministro de Economía, Luis Caputo, y el secretario de Coordinación de Energía y Minería, Daniel González. Por parte de MidOcean Energy asistieron su director ejecutivo, Venter de la Rey; el vicepresidente, Thomas Wheeler; el director de Desarrollo de Negocio, Vahid Farzad; y Jason Klein, director para América.
La delegación empresarial expuso su visión sobre el panorama energético regional y destacó las oportunidades que ofrece Argentina en un contexto de apertura económica y reordenamiento macroeconómico. Además, se trataron temas vinculados al desarrollo de infraestructura energética y al potencial de los recursos naturales del país.
El Gobierno resaltó los cambios regulatorios implementados recientemente y el compromiso de generar previsibilidad a largo plazo para atraer capitales extranjeros. Según fuentes oficiales, estas reuniones forman parte de una agenda constante de contactos con empresas internacionales interesadas en invertir o ampliar su presencia en Argentina, en línea con el perfil promercado promovido por la actual administración libertaria.
También participaron Marc Patsy, fundador y CEO de Black Limited, y Valenti Sabate, director de Operaciones de la compañía, quienes acompañaron a los ejecutivos de MidOcean Energy y participaron en las conversaciones técnicas y estratégicas.
El Gobierno busca consolidar al sector energético como un pilar fundamental para el crecimiento económico y el ingreso de divisas, promoviendo un ambiente favorable para la producción, transporte y exportación de energía.
La petrolera YPF sigue teniendo el combustible más barato en la región. Mientras los conductores argentinos sienten cada ajuste en el surtidor como un golpe directo al bolsillo, los números fríos muestran una realidad paradójica: Argentina sigue teniendo los precios de combustibles más bajos de Sudamérica.
El dato se desprende de un análisis realizado por el consultor de energía Nicolás Taiariol, a partir del relevamiento de los datos del sitio Surtidores.com.ar. Durante 2025, los precios en dólares de las naftas en Argentina se mantuvieron estables, en el caso del combustible súper y el gasoil, o incluso tuvieron una leve baja, en el caso de la nafta premium. “Esto sugiere que los ajustes en pesos siguieron aproximadamente la devaluación del tipo de cambio oficial“, señaló el consultor.
Para Taiariol, “2025 fue un año de ‘normalización’”, en el que “los precios en pesos siguieron la devaluación oficial, manteniendo el valor en dólares estable en torno a u$s1.05-1.10/L, un nivel bajo comparado internacionalmente”.
“La tendencia refleja una política de ajuste gradual en un contexto de alta inflación y control cambiario“, sostuvo el economista con gran experiencia en el sector energético.
Para Taiariol, en 2026 “el mayor riesgo es una corrección brusca del tipo de cambio real que lleve los precios en dólares a niveles de mercado, impactando la competitividad y el poder adquisitivo”.
Los precios en la región
A pesar de que el litro de Nafta Súper cerró el 2025 en torno a los $1.564, la conversión al dólar oficial lo ubica en USD 1,08. Esta cifra pone al país en el podio de los más económicos para cargar combustible en la región.
Uruguay: USD 1,70 / litro (El más caro de la zona).
Chile: USD 1,40 / litro.
Brasil: USD 1,25 / litro (promedio).
Argentina:USD 1,08 / litro.
El último año fue clave para entender la estrategia oficial. A diferencia de 2024, donde los precios corrieron por detrás de la inflación y el tipo de cambio, en 2025 los combustibles se “pegaron” a la devaluación oficial.
Dólar oficial: Subió un 39%.
Nafta Súper: Acompañó ese porcentaje, manteniendo su valor real en dólares estable durante los 12 meses.
De esta forma se evitó un atraso mayor, pero no se logró cerrar la brecha con los precios internacionales. En enero de 2018, la nafta súper costaba $23,57. Al cierre de 2025 llegó a $1.564. Un incremento acumulado del 6.535% en 8 años, reflejando la erosión constante del peso argentino.
¿Qué pasará con el precio de los combustibles en 2026?
La calma de 2025 podría ser la antesala de un 2026 movido. El informe advierte que el principal riesgo para el próximo año es una corrección brusca del tipo de cambio.
Si el Gobierno decide eliminar totalmente los subsidios implícitos y llevar el precio al nivel de Uruguay o Chile, el litro de nafta podría saltar rápidamente por encima de los $2.000, impactando de lleno en la inflación y en el costo de los fletes. Por ahora, Argentina sigue siendo un “oasis” de combustible barato para los extranjeros, pero un desafío cotidiano para los trabajadores locales.
La Corporación Nacional de Petróleo Submarino de China (CNOOC) anunció que el yacimiento de gas marino más grande del país, denominado “Deep Sea No. 1”, alcanzó un hito histórico al completar su envío número 100 de petróleo crudo.
Durante el año 2025, la producción total del campo superó los 4,5 millones de toneladas equivalentes de petróleo, una cifra que lo posiciona al nivel de un yacimiento terrestre de tamaño mediano y consolida la soberanía energética del gigante asiático.
El proyecto, cuya segunda fase entró en operatividad durante el último año, es considerado el desarrollo de gas en aguas profundas más complejo en la historia de la exploración china. Los equipos operan a profundidades que superan los 1.500 metros bajo el nivel del mar, enfrentando las condiciones de temperatura y presión más extremas registradas hasta la fecha en la industria nacional.
Actualmente, el yacimiento mantiene una producción diaria sostenida de 15 millones de metros cúbicos de gas natural y más de 1.600 toneladas de petróleo condensado.
Este avance tecnológico permite a China reducir su dependencia de las importaciones energéticas y demuestra su capacidad para ejecutar proyectos de ingeniería de alta complejidad en el ámbito offshore.
Según informaron las autoridades de CNOOC, la estabilidad operativa lograda en 2025 servirá de base para futuros desarrollos en aguas aún más profundas, proyectando un crecimiento continuo de la extracción de hidrocarburos para el año 2026.
A través del decreto 15/2026, el gobierno nacional realizó un enroque de funcionarios en la Entidad Binacional Yacyretá.
Por una parte aceptó la renuncia presentada por Alfonso Peña como Director Ejecutivo por Argentina en la EBY (había sido designado en 2024), y también aceptó la dimisión de Diego Luis Adúriz al cargo de Consejero de la Entidad (designado en 2025), en la órbita de la Secretaría de Energía del Ministerio de Economía.
Por el mismo decreto se designó a Adúriz en el cargo de Director Ejecutivo de la EBY por un período de ley que vence el 12 de enero de 2031, y se designó a Alfonso Peña en el cargo de Consejero de la EBY para completar un período de ley que vence el 31 de marzo de 2027.
Asimismo, por el D-15/26 se aceptó la renuncia presentada por José Antonio López al cargo de Consejero de la Entidad, al tiempo que designó para ése cargo a Manuel Ignacio Chavarría por un período de ley que vence el 31 de agosto de 2026.
El Estatuto de la EBY prevé que el Consejo de Administración, como órgano de administración de dicha Entidad, estará compuesto por 8 Consejeros, 4 por la Argentina y 4 por Paraguay, y que ejercerán sus funciones por un período de cuatro años.
Asimismo, el Tratado de Yacyretá -que data de 1973 y activó el proyecto de construcción del complejo hidroeléctrico- prevé que el Comité Ejecutivo, como órgano de administración de la EBY, estará constituido por 2 Directores, uno por la Argentina y otro por Paraguay, quienes asumirán los títulos de Director Ejecutivo Argentino y de Director Ejecutivo Paraguayo, con la misma competencia y jerarquía y con igualdad de atribuciones y responsabilidades, y que ejercerán sus funciones por un período de cinco (5) años, pudiendo ser reelegidos.
Al respecto, y a través del decreto 27/03 se estableció que el ministerio de Relaciones Exteriores, Comercio Internacional y Culto participa con 1 representante en el Consejo de Administración de la referida Entidad Binacional-
“En virtud de las renuncias presentadas, y con el fin de garantizar el normal funcionamiento del organismo, deviene necesario aceptar esas renuncias y proceder a la designación de las autoridades de la EBY”, puntualiza el Decreto 15/26.
En mayo de 2025 los gobiernos de ambos países ratificaron acciones para asegurar el funcionamiento de la central (varias de sus turbinas venían siendo sometidas a un procedimiento de renovación), y también la distribución equitativa de la energía generada por la hidroeléctrica.
Paraguay vende a la Argentina energía que no consume, y de hecho Argentina podría utilizar hasta el 85 % de la generación disponible, siempre que Paraguay no la demande.
El documento estableció entonces mecanismos de cesión voluntaria, por los cuales Paraguay se compromete a tomar un promedio de 425 megavatios del total de 3.100 megavatios generados por Yacyretá.
También acordaron avanzar con la construcción, encarada hace varios años, de la central complementaria de Aña Cuá, que sumará 3 turbinas a las 20 que ya equipan Yacyretá. Las obras presentan un grado de avance no menor al 50 por ciento. Pero han sido aletargadas por el gobierno argentino.
En fecha reciente Argentina fijó la tarifa de producción hidroeléctrica en u$s 28 por MWh, lo que permitiría a la EBY financiar las obras restantes con fondos propios.
Fuentes del gobierno paraguayo estiman que el costo final del proyecto rondará los 600 millones de dólares. El doble de lo calculado originalmente.
El proyecto de maquinización del brazo Aña Cuá comprende la instalación de tres turbinas tipo Kaplan, de 90 MW de potencia cada una, lo que permitirá aumentar la generación de energía en aproximadamente el 10 por ciento. Ahora se estima que la primera de estas tres turbinas tipo Kaplan entre en operación a mediados de 2028.
Se estima que la central en el brazo Aña Cuá aportará recursos anuales por alrededor de 80 millones de dólares anuales.
El Poder Ejecutivo Nacional elevó al Honorable Senado de la Nación el proyecto de mensaje mediante el cual comunica los fundamentos de las designaciones propuestas para conformar el Directorio del Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad (ENRGE), organismo creado en el marco de la reciente reorganización del sistema regulatorio energético.
Marcelo Lamboglia, Vicente Serra, Sergio Falzone, Griselda Lambertini y Marcelo Nachón, el nuevo directorio del ente unificado
La iniciativa se inscribe en lo dispuesto por el artículo 7° del Decreto N° 452/2025 y detalla el proceso de selección llevado adelante para cubrir los cargos de presidente, vicepresidente y tres vocales del nuevo ente regulador, resultante de la fusión funcional de las competencias de los entes preexistentes en materia de gas y electricidad .
Según se consigna en el mensaje oficial dirigido a la presidenta del Senado, Victoria Villarruel, el procedimiento de selección se desarrolló conforme a los lineamientos establecidos por el Decreto N° 452/2025 y la Resolución N° 388/2025 de la Secretaría de Energía del Ministerio de Economía. Para tal fin, se conformó un Comité de Selección integrado por Osvaldo Ernesto Rolando, Santiago Urbiztondo y María Luján Crespo, quienes evaluaron antecedentes profesionales y realizaron entrevistas a los postulantes .
Concluida esa etapa, el Comité elevó a la Secretaría de Energía un informe con las ternas correspondientes para cada cargo, junto con los fundamentos de la selección. Posteriormente, la Secretaría de Energía remitió la propuesta final al Poder Ejecutivo Nacional a través del Ministerio de Economía, dando cumplimiento al procedimiento previsto en la normativa vigente .
El proyecto de mensaje identifica como candidato a presidente del ENRGE al doctor Néstor Marcelo Lamboglia, actual interventor del Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE), integrante del Grupo de Asesores de la Secretaría de Energía y ex asesor jurídico argentino de la Entidad Binacional Yacyretá. Para el cargo de vicepresidente se propone al ingeniero Vicente Serra, presidente de Intelligence Energy Solutions, ex director nacional de Refinación y Comercialización y asesor en la intervención de Yacimientos Carboníferos Fiscales .
En cuanto a los vocales, se postula como vocal primero al licenciado Marcelo Nachon, integrante del Consejo Asesor del ENARGAS y con trayectoria en gestión de proyectos especiales en el sector hidrocarburífero. Como vocal segunda se propone a la doctora Griselda Lambertini, ex vocal del directorio del ENARGAS y actual consultora independiente en regulación energética. Finalmente, el ingeniero Héctor Sergio Falzone es el candidato a vocal tercero, con experiencia como asesor técnico regulatorio en la Secretaría de Energía y en cargos gerenciales dentro del sector eléctrico .
La remisión del mensaje al Congreso constituye el paso previo a la consideración legislativa de las designaciones, en un contexto de reconfiguración institucional del esquema regulador energético, orientado a centralizar funciones de control de los servicios públicos de Gas y Electricidad.
El régimen legal tradicional de los entes reguladores energéticos establecía que los pliegos de los miembros del directorio deben contar con intervención del Senado, a través de una comisión, antes de la designación definitiva.
El Poder Ejecutivo Nacional elevó al Honorable Senado de la Nación el proyecto de mensaje mediante el cual comunica los fundamentos de las designaciones propuestas para conformar el Directorio del Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad (ENRGE), organismo creado en el marco de la reciente reorganización del sistema regulatorio energético.
Marcelo Lamboglia, Vicente Serra, Sergio Falzone, Griselda Lambertini y Marcelo Nachón, el nuevo directorio del ente unificado
La iniciativa se inscribe en lo dispuesto por el artículo 7° del Decreto N° 452/2025 y detalla el proceso de selección llevado adelante para cubrir los cargos de presidente, vicepresidente y tres vocales del nuevo ente regulador, resultante de la fusión funcional de las competencias de los entes preexistentes en materia de gas y electricidad .
Según se consigna en el mensaje oficial dirigido a la presidenta del Senado, Victoria Villarruel, el procedimiento de selección se desarrolló conforme a los lineamientos establecidos por el Decreto N° 452/2025 y la Resolución N° 388/2025 de la Secretaría de Energía del Ministerio de Economía. Para tal fin, se conformó un Comité de Selección integrado por Osvaldo Ernesto Rolando, Santiago Urbiztondo y María Luján Crespo, quienes evaluaron antecedentes profesionales y realizaron entrevistas a los postulantes .
Concluida esa etapa, el Comité elevó a la Secretaría de Energía un informe con las ternas correspondientes para cada cargo, junto con los fundamentos de la selección. Posteriormente, la Secretaría de Energía remitió la propuesta final al Poder Ejecutivo Nacional a través del Ministerio de Economía, dando cumplimiento al procedimiento previsto en la normativa vigente .
El proyecto de mensaje identifica como candidato a presidente del ENRGE al doctor Néstor Marcelo Lamboglia, actual interventor del Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE), integrante del Grupo de Asesores de la Secretaría de Energía y ex asesor jurídico argentino de la Entidad Binacional Yacyretá. Para el cargo de vicepresidente se propone al ingeniero Vicente Serra, presidente de Intelligence Energy Solutions, ex director nacional de Refinación y Comercialización y asesor en la intervención de Yacimientos Carboníferos Fiscales .
En cuanto a los vocales, se postula como vocal primero al licenciado Marcelo Nachon, integrante del Consejo Asesor del ENARGAS y con trayectoria en gestión de proyectos especiales en el sector hidrocarburífero. Como vocal segunda se propone a la doctora Griselda Lambertini, ex vocal del directorio del ENARGAS y actual consultora independiente en regulación energética. Finalmente, el ingeniero Héctor Sergio Falzone es el candidato a vocal tercero, con experiencia como asesor técnico regulatorio en la Secretaría de Energía y en cargos gerenciales dentro del sector eléctrico .
La remisión del mensaje al Congreso constituye el paso previo a la consideración legislativa de las designaciones, en un contexto de reconfiguración institucional del esquema regulador energético, orientado a centralizar funciones de control de los servicios públicos de Gas y Electricidad.
El régimen legal tradicional de los entes reguladores energéticos establecía que los pliegos de los miembros del directorio deben contar con intervención del Senado, a través de una comisión, antes de la designación definitiva.
La Secretaría de Energía están terminando de ajustar los detalles finales de una resolución que reestructurará la operatoria de uno de los tres segmentos estratégicos del mercado del gas natural en la Argentina. Por instrucción de la cartera que dirigeMaría Tettamanti, el ente regulador (Enargas) reasignará las rutas de transporte (gasoductos) por las que las empresas distribuidoras adquieren el fluido que luego entregan a hogares e industrias. El acceso a capacidades en el sistema de transporte es una condición necesaria para poder comercializar gas.
De ahí la preocupación de buena parte de los actores del mercado de gas, que desde hace más de 30 días vienen discutiendo el tema internamente con funcionarios del gobierno, que consideran que el reordenamiento del segmento de transporte de gas es condición sine qua non para impulsar una recontractualización entre privados —productores, distribuidoras, generadores y grandes usuarios— y avanzar con cambios en el mercado como el corrimiento del Estado (a través de Enarsa) de la importación de Gas Natural Licuado (GNL) durante el invierno.
La secretaria de Energía, María Tettamanti, es la principal impulsora de la reasignación de las rutas de transporte de gas.
La medida afectará, en la práctica, intereses creados tanto de empresas distribuidoras como también de petroleras y transportistas. ¿Por qué? Porque obligará a algunas distribuidoras a transferir contratos vigentes de transporte en firme en función de lo que determine en los próximos días el Enargas.
Es la primera vez en cuatro décadas que se toma una medida de esta naturaleza. En los hechos, activará un reseteo parcial de las relaciones comerciales entre los actores del mercado del gas. Será una especie de borrón y cuenta nueva que indefectiblemente arrojará empresas beneficiadas y otras que se verán perjudicadas.
Sincerar la realidad del mercado de gas
Fuentes cercanas al área energética del gobierno defendieron su decisión sobre la base de un hecho incontrastable: el cambio de la realidad material registrado en los últimos 15 años en las cuencas productoras a partir de la centralidad que evidenció Vaca Muerta como principal pulmón gasífero de la Argentina en desmedro de otras provincias cuya producción se desplomó.
En un despacho oficial lo pusieron en estos términos: “Estamos avanzando en una reorganización integral del sistema de transporte de gas para corregir distorsiones acumuladas durante años por la declinación de las cuencas Norte (Salta supo ser la segunda mayor productora de gas del país y hoy su oferta es casi inexistente) y Austral”.
“Muchas rutas de transporte firme fueron definidas cuando la disponibilidad de gas era distinta y hoy existen contratos en rutas que no pueden llenarse con gas real. Esto genera rutas inservibles y complica el abastecimiento de industrias del Litoral y la región Centro, que terminan buscando gas en cuencas donde ya no hay oferta disponible”, advirtieron.
Lo que sucede hoy en día es que el mix de cuencas resultante de los contratos de transporte que poseen algunas distribuidoras no refleja la realidad física de la red de gasoductos. “Durante años todos nos acostumbramos a fingir demencia porque hay empresas con contratos para comprar gas desde la cuenca del Noroeste que después terminan trayendo gas desde Neuquén o gas natural licuado (GNL) importado por (la empresa estatal) Enarsa desde la terminal de Escobar”, explicó el gerente comercial de una petrolera.
La medida arrojará empresas beneficiadas entre las distribuidoras y otras que se verán perjudicadas.
Por eso, allegados a la Secretaría de Energía afirmaron que “la reorganización ajusta los contratos de transporte para que reflejen la disponibilidad efectiva de gas por cuenca, garantizando un reparto más equitativo: primero se cubre la demanda prioritaria de las distribuidoras y el resto de contratos firmes”. “Cada distribuidora contará con rutas asociadas a cuencas con gas real —en la mayoría de los casos, la Cuenca Neuquina—, sin modificar los contratos vigentes entre transportistas y cargadores directos”, agregaron.
Se espera que antes del 31 de enero el Enargas publique una resolución asignando nuevas capacidades de transporte en cada red troncal de gasoductos. Las distribuidoras estarán invitadas a adherir voluntariamente los cambios propuestos por el ente regulador —elaborados a partir de un estudio realizado por la consultora Novix—, pero los más probable, según coincidieron fuentes públicos y privadas consultadas, es que en última instancia el gobierno termine instrumentando de forma discrecional las modificaciones porque algunas distribuidoras se negarán a validar la decisión del organismo.
“Este reordenamiento, al trasparentar la real disponibilidad de transporte firme, otorga una mejor información a los cargadores del sistema (distribuidoras, grandes usuarios y comercializadoras) que les permite tomar mejores decisiones a los efectos de comprar a futuro más trasporte forme, ya sea en el open season que haga TGS por la iniciativa privada (IP) o futuros open season que las transportistas puedan realizar”, defendieron fuentes cercanas al ente regulador.
Daños colaterales
Aunque la decisión de la Secretaría de Energía está amparada en razones eminentemente técnicas, generará cambios profundos en el negocio real del gas natural. Entre las compañías distribuidoras, Metrogas y Naturgy —las dos empresas que brindan el servicio en el área metropolitana de Buenos Aires— serán, a priori, las más perjudicadas porque deberán ceder contratos vigentes para transportar gas en firme por el sistema centro-oeste de gasoductos y buscar nueva capacidad de transporte para abastecer a sus clientes.
En el reverso de esa situación, EcoGas —la empresa que controla a las distribuidoras de Gas del Centro (que abastece Córdoba) y Gas Cuyana (Mendoza)— se verá beneficiada porque ampliará su acceso al sistema centro-oeste de transporte, que en el verano se utiliza para exportar gas hacia Chile.
Existe preocupación entre las empresas productoras de la cuenca Austral.
La reorganización del sistema de gasoductos tendrá, por ende, un impacto colateral en el negocio de las empresas comercializadoras asociadas a las distribuidoras. Se trata de un segmento secundario al negocio regulado de distribución de gas que empezó a cobrar forma a fines de los ‘2000 como una alternativa que encontraron las distribuidoras —con el aval tácito de funcionarios kirchneristas— para obtener algo de rentabilidad en un contexto signado por el congelamiento tarifario que afectó la economía de los privados.
Al obligar a algunas distribuidoras a ceder a otras capacidad de transporte en firme, la decisión del Enargas achicará también el negocio de las comercializadoras asociadas que, en momentos de menor demanda residencial (prioritaria), utilizan esas rutas para vender gas a clientes industriales o incluso transfieren a cambio de un fee esa capacidad de transporte a petroleras que exportan gas durante los meses de verano.
De un relevamiento entre los principales productores —YPF, Pan American Energy (PAE), TotalEnergies, Tecpetrol, Harbour Energy, Pampa y Pluspetrol, entre otros— se desprende que el efecto de la medida aún es incierto.
Aunque entre las petroleras que operan yacimientos en el sur del país —en especial en la cuenca Austral— existe preocupación porque la reformulación del mercado que impulsa el gobierno restringirá el universo de potenciales clientes a los que venderle gas, centralizando la comercialización del fluido con Camuzzi, la empresa que gestiona Gas del Sur, la distribuidora que cubre la demanda de gas en Patagonia, y Gas Pampeana, en el interior de la provincia de Buenos Aires y La Pampa.
“Me preocupa porque los productores de gas en el sur perderíamos el mercado industrial, que permite diversificar la comercialización y mantener una señal de precios competitivos”, concluyó el director comercial de una petrolera.
Pluspetrol realizará un aporte de US$ 1.000.000 para promover la formación de los futuros profesionales del sector hidrocarburífero
Pluspetrol, la compañía de energía privada con foco en exploración y producción de hidrocarburos, se integra como nuevo socio alInstituto Vaca Muerta. Se trata de una iniciativa que busca impulsar la formación técnica especializada para el desarrollo de Vaca Muerta y consolidar el crecimiento energético del país.
El acuerdo fue firmado por Julián Escuder, Country Manager de Pluspetrol Argentina; y Lisandro Deleonardis, presidente del Instituto Vaca Muerta y vicepresidente de Asuntos Públicos de YPF.
“Desde hace más de 45 años, Pluspetrol apoya el desarrollo de los recursos de la provincia de Neuquén y de los neuquinos. En ese sentido, nos incorporamos al Instituto Vaca Muerta, apoyando la iniciativa con un aporte de US$ 1.000.000, para promover la formación de los futuros profesionales del sector, proporcionando un aprendizaje práctico en instalaciones reales», sostuvo Escuder.
«Esta iniciativa no solo enriquecerá la oferta educativa, sino que también fortalecerá las competencias necesarias en áreas clave como perforación y producción”, expresó el Country Manager de Pluspetrol Argentina
El ambicioso objetivo del Instituto Vaca Muerta
“La incorporación de Pluspetrol reafirma la relevancia que este instituto tiene para toda la cadena de valor. El IVM es clave para capacitar a miles de trabajadores, mejorar la seguridad y hacer que Vaca Muerta sea aún más competitiva a nivel global” afirmó Horacio Marín, presidente y CEO de YPF. Además, añadió: “Este es el camino para seguir consolidando el desarrollo del sector. Es un desafío que requiere el compromiso y el trabajo conjunto de toda la industria”.
El Instituto Vaca Muerta se posicionará como el único centro de formación técnica especializada en Upstream líder en América Latina. Ofrecerá programas pioneros en la región, basados en prácticas reales, que permitirán alcanzar mayores niveles de seguridad, eficiencia y excelencia operativa.
El acuerdo fue firmado por Julián Escuder, Country Manager de Pluspetrol Argentina; y Lisandro Deleonardis, presidente del Instituto Vaca Muerta y vicepresidente de Asuntos Públicos de YPF.
Formación técnica en el Instituto Vaca Muerta
El Instituto Vaca Muerta es una iniciativa que representa un beneficio estratégico para toda la industria energética de la Argentina, impulsando su competitividad y posicionando al país como un exportador de energía de clase mundial.
La creación del proyecto fue impulsada por la Fundación YPF, que realizó una investigación prospectiva para anticipar cuáles serán las demandas ocupacionales y tecnológicas del Upstream para los próximos 10 años. Se estima que para el 2030, la industria energética demandará y generará hasta 50.000 nuevos empleos.Cabe destacar que, al principio del mes de enero, TotalEnergies fue la primera compañía internacional en suscribir al convenio e invertir en el Instituto Vaca Muerta.
La Provincia sostuvo durante 2025 una agenda institucional en ferias y encuentros estratégicos del país y el exterior, con participación de la Secretaría de Energía y Ambiente para atraer inversiones, potenciar proveedores locales y sumar cooperación técnica en áreas clave.
Con presencia en los principales espacios del sector, la Provincia mostró sus proyectos energéticos y mineros, promovió vínculos con cámaras empresariales y reforzó su perfil productivo con una mirada de desarrollo y cuidado ambiental.
En septiembre, Río Negro participó por primera vez con un stand institucional en la Argentina Oil & Gas Expo 2025, en La Rural (Buenos Aires), donde presentó proyectos estratégicos como Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) y la iniciativa de exportación de GNL junto a Southern Energy e YPF, además de avances en la exploración rionegrina de Vaca Muerta.
En ese marco, se impulsó una agenda con el sector privado para fortalecer el encadenamiento productivo y abrir oportunidades de radicación y vinculación con empresas interesadas en Río Negro, con reuniones y rondas de negocios junto a cámaras empresarias.
Vinculación internacional: Houston y cooperación ambiental en Francia
En mayo, una comitiva integrada por empresarios y operadoras rionegrinas participó de la Offshore Technology Conference (OTC) 2025 en Houston (EEUU), con articulación entre el Estado provincial y el sector privado para ampliar contactos, conocer tecnologías y generar oportunidades de negocio.
En materia ambiental, equipos provinciales participaron de una misión técnica en Francia, en el marco del programa EUROCLIMA+, para incorporar experiencias y herramientas aplicables a la gestión regional de residuos y fortalecer el proyecto GIRSU Alto Valle.
“La cooperación internacional potencia el trabajo que venimos realizando con los municipios y nos ayuda a diseñar soluciones más eficientes y sostenibles”, expresó la Secretaria del área, Judith Jiménez.
Lo que viene: participación confirmada en AOG Patagonia 2026
La Provincia ya confirmó su participación en AOG Patagonia 2026, que se realizará del 19 al 22 de octubre de 2026 en el Espacio DUAM de la vecina Neuquén capital. Según lo informado, el evento ya tiene el 100% de la superficie comercializada, con proyección de más de 400 marcas expositoras y una infraestructura ampliada.
Durante el invierno de 2025, el programa Energía para tu Hogar del Gobierno de Río Negro entregó casi 60 mil garrafas gratuitas a familias de las zonas más frías de la provincia. Más de $2.000 millones de inversión para garantizar el acceso a la energía.
A lo largo de la temporada invernal de 2025, el Gobierno de Río Negro desarrolló una nueva edición de Energía para tu Hogar, la política pública que asegura gas envasado a los hogares que no cuentan con redes domiciliarias.
El operativo se extendió entre junio y octubre, llegando a localidades, comisiones de fomento y parajes de gran parte del territorio provincial.
En total se distribuyeron 59.520 garrafas gratuitas, consolidando a Río Negro como un Estado presente y activo frente a las necesidades energéticas de las familias rionegrinas.
Energía para tu Hogar alcanzó a vecinos y vecinas de Región Sur, parte de la Zona Atlántica, Bariloche y el resto de la Zona Andina, en un esquema coordinado entre la Secretaría de Energía y Ambiente, municipios y comisiones de fomento.
La política energética se sostuvo con una inversión provincial superior a los $2.000 millones, que incluyó tanto la recarga y recambio de garrafas como los costos logísticos necesarios para garantizar la llegada del servicio a los puntos más alejados y de difícil acceso.
Registro digital y nuevo proveedor
La edición del año pasado incorporó dos avances clave que marcaron un salto de calidad en la gestión del programa.
Registro digital de beneficiarios: por primera vez, la inscripción se realizó de forma online, a través del sitio oficial de la Secretaría de Energía y Ambiente. Esto permitió agilizar trámites, ordenar la demanda, evitar intermediaciones y contar con un padrón actualizado. Esta modalidad se consolidará y volverá a implementarse en la próxima edición del programa.
Incorporación de Coopetel como proveedor: como novedad, se sumó la cooperativa Coopetel, con base en El Bolsón, para reforzar la distribución en la Zona Andina, articulando la logística en localidades y parajes como Mascardi, Manso, Foyel, El Bolsón y Ñorquinco, entre otros. Su incorporación permitió ampliar la capacidad operativa y mejorar los tiempos de entrega.
Estos cambios se complementaron con un sistema digital de gestión y seguimiento de los operativos, que facilitó la planificación de recorridos, el registro de entregas y el monitoreo en tiempo real.
Si bien la distribución gratuita de garrafas se concentra en los meses más fríos, Energía para tu Hogar forma parte de una política energética más amplia que se sostiene durante todo el año.
La Provincia continúa acompañando a las familias y a las instituciones públicas mediante la recarga de gas en garrafones instalados en viviendas, escuelas, centros de salud y edificios comunitarios de todas las comisiones de fomento. En total, son 2.709 hogares y 528 instituciones públicas que no cuentan con acceso a la red troncal.
La provincia de Buenos Aires dio otro paso clave en materia energética al habilitar el Reglamento de Generación Distribuida Comunitaria, que establece un marco para la producción de energía eléctrica renovable con destino al autoconsumo y a la venta de excedentes a la red de distribución.
A través de la Resolución 17/2026, publicada este miércoles en el Boletín Oficial, el Ministerio de Infraestructura y Servicios Públicos aprobó el Reglamento que le da marco técnico, jurídico, económico, contractual y tarifario a una iniciativa que arrancó en 2023.
La medida regula la asociación de varios usuarios con puntos de suministro independientes -o de un mismo titular con al menos dos suministros- atendidos por una misma distribuidora provincial o municipal, que se vinculen para generar energía renovable a través de sistemas con una potencia superior a los 10 kW.
La energía producida podrá ser utilizada para autoconsumo y los excedentes inyectados a la red, con acreditación de los montos correspondientes a cada integrante del proyecto. Es decir, se podrán vender para uso de la red. Y el valor económico de esa energía debe acreditarse en las facturas de los usuarios que integran el proyecto comunitario, de acuerdo con el porcentaje de participación que hayan definido previamente.
Hasta ahora, el régimen estaba pensado para usuarios individuales, como una casa, un comercio o una pyme que instala paneles solares para su propio consumo y, eventualmente, compensa excedentes en su factura. Esto se había habilitado en abril de 2023 pero no había un encuadre legal claro para proyectos colectivos.
Los detalles de la medida sobre energía renovable
El reglamento aprobado se enmarca en la Ley N° 11.769, que reconoce a los autogeneradores como agentes de la actividad eléctrica, y en la Ley N° 15.325, que declara de interés provincial la generación distribuida de energía a partir de fuentes renovables y adhiere a los beneficios promocionales, impositivos y fiscales previstos por la Ley Nacional N° 27.424.
Entre los principales aspectos, se establece que los proyectos de Generación Distribuida Comunitaria podrán organizarse mediante acuerdos privados de voluntades o a través de personas jurídicas constituidas al efecto, debiendo quedar expresamente definida la participación de cada integrante, lo que determinará el porcentaje de acreditación de los ingresos derivados de la inyección de energía a la red.
Asimismo, se dispone que los Usuarios-Generadores, tanto individuales como comunitarios, deberán inscribirse en el Registro de Usuarios-Generadores de Energía Renovable de la Provincia de Buenos Aires (RUGER). A partir de dicha inscripción y del cumplimiento de la documentación exigida, se emitirá el certificado correspondiente que habilitará el acceso a los beneficios impositivos y fiscales.
El RUGER deberá comunicar mensualmente a la Agencia de Recaudación de la Provincia de Buenos Aires (ARBA) la emisión de los certificados, así como las modificaciones o bajas que se produzcan, a fin de que se registren las exenciones impositivas otorgadas.
Sidersa comenzó a levantar las naves industriales en su futura planta de acero verde.
Sidersa, una de las principales empresas siderúrgicas de la Argentina, avanza con la construcción de una nueva planta que la posicionará como un referente internacional en la producción de acero verde. Si bien Sidersadestinará la nueva producción al mercado interno también tendrá ventajas para exportar a Europa debido al nuevo impuesto al carbono en frontera vigente desde este año que alcanza a las importaciones de acero.
La compañía controlada por la familia Spoto dio luz verde el año pasado a la construcción en San Nicolás de esta nueva planta tras calificar y obtener los beneficios contemplados en el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI). Con una inversión de US$ 300 millones, será la primera planta siderúrgica que se construye en la Argentina en más de 50 años.
El proyecto bautizado como Sidersa+ registra un avance global del 15% a enero de este año, indicaron desde Sidersa ante una consulta de EconoJournal. La empresa finalizó con la excavación y preparación del terreno y esta procediendo con la instalación de las naves industriales.
La planta tendrá una capacidad instalada de producción de 360.000 toneladas de aceroverde por año y estará orientada a la producción de acero para la construcción y de alambrón. El objetivo es hacer las pruebas en caliente en el último trimestre del 2027 y comenzar a producir en el 2028.
El proyecto Sidersa+ prevé crear 1000 puestos de trabajo en el pico de obra. La planta una vez en operación creará más de 300 puestos de trabajo directos y 3500 indirectos.
Huella de carbono: una planta de acero verde referente para el mundo
En Sidersa indican que la planta producirá el acero con la menor huella de carbono del mundo gracias a la incorporación y combinación de tecnologías de última generación provistas principalmente por Danieli Group, uno de los mayores productores de equipos para siderurgia en el mundo. El acero producido estará en línea con los mejores estándares, un tema que es de particular relevancia para los importadores de acero en la Unión Europea.
El promedio mundial de emisiones en la industria del acero es de 1,79 toneladas de dióxido de carbono por cada tonelada de acero producido. En cambio, la huella de carbono en la producción de la futura planta de Sidersa será de 0,38 toneladas de CO2 por tonelada de acero.
«Los valores que tendremos ya son benchmark, en línea con lo que Europademanda y demandará«, explicó el gerente de Operaciones de Acería de Sidersa, Alejandro Galdeano.
El comienzo de producción de acero verde en San Nicolás esta programado para principios de 2028.
En la Unión Europea comenzó a operar este año el Mecanismo de Ajuste del Carbono en Frontera (CBAM). Los importadores de acero, energíaeléctrica, cemento, fertilizantes y aluminio deberán informar anualmente las toneladas de estos bienes que importaron en la U.E. el año anterior así como las emisiones de carbono que incorporan.
Sintéticamente, desde ahora los exportadores e importadores deberán pagar una tarifa de “ajuste” para cubrir la diferencia en los precios entre un producto extranjero y un producto europeo que paga el precio del carbono en Europa. Los importadores evitarían el pago de ese impuesto si el bien que importan procede de un país que también cobra precios al carbono.
Sidersa destinará la producción de su nueva planta al mercado interno, aunque la empresa no se cierra a la idea de exportar. «Nosotros venimos a sustituir importaciones y a vender en el mercado argentino, pero por esta tecnología con la que vamos a estar trabajando, tenemos la posibilidad de ingresar a cualquier mercado«, explicaron desde la empresa.
Las tecnologías para producir el acero verde
Las claves principales para reducir significativamente las emisiones de carbono serán la utilización de chatarra como materia prima para la producción de acero en lugar de mineral de hierro y una combinación inédita de tecnologías y procesos que minimizan el consumo de energía.
La planta incorporará tres procesos cruciales: un sistema de carga continua de chatarra, un sistema de control eficiente de la energía inédito en Latinoamérica, y la integración del laminador en la acería.
El sistema de carga continúa precalentará la chatarra a 400°C antes de su ingreso al horno eléctrico.»El horno no parte de una chatarra fría, sino que parte de una chatarra muy caliente. Esto reduce drásticamente el consumo de energía, es una tecnología muy novedosa», subrayó Galdeano. La chatarra precalentada al ingresar al horno eléctrico será mezclada con oxígeno y carbono para producir el acero líquido.
Sistema inédito para la gestión de la energía
Las instalaciones de Sidersa en San Nicolás ocupan unos 100.000 metros cuadrados, sin contar el terreno sobre el que se comenzó a construir la nueva planta.
Precisamente, el horno eléctrico incorporará un sistema de gestión de la energíaque en el continente americano solo existe en plantas en Canadá y los Estados Unidos.
«Es un sistema que tiene tres grandes beneficios: optimiza el uso de energía en el horno, no afecta al sistema eléctrico nacional y permite la conexión de energías renovables directamente en el horno, sin pasar por el sistema eléctrico nacional», explicó el gerente.
La conexión de energías renovables directa al horno es posible porque como parte del proceso productivo el sistema convertirá la corriente alterna que tomará de la red nacional en corriente continua.
Esto permitiría, por ejemplo, la conexión de paneles solares fotovoltaicos al horno, ya que estos generan electricidad en corriente continúa. Sidersa evalúa distintas opciones de generación renovable a instalar cercanas a la futura planta en San Nicolás. La empresa ya tiene experiencia en renovables, siendo propietaria de dos parques solares ubicados en la provincia de San Juan.
Por último, destacan la incorporación del laminador en la acería. «La colada continua transforma el acero líquido en una barra sólida de acero a mil grados y que es ingresada directamente al laminador. Eso te evita tener stock intermedio, te evita tener transportes intermedios, y por sobre todo, te evita tener un horno de recalentamiento a gas natural«, sintetizó Galdeano.
Con una extensión de 12.600 km² y un potencial recuperable de 10.000 millones de barriles, la formación santacruceña entra en una etapa crítica de evaluación. La alianza entre YPF y CGC busca validar la productividad de la roca para replicar el modelo de desarrollo de Vaca Muerta.
Mientras la atención de la industria suele concentrarse en la Cuenca Neuquina, los avances en Palermo Aike comienzan a definir un nuevo horizonte para la matriz hidrocarburífera argentina. La formación, ubicada en la provincia de Santa Cruz, se perfila como la alternativa más sólida para diversificar la producción de no convencionales en el país, apalancándose en su ubicación estratégica y el aprendizaje técnico acumulado en la última década.
Geología y Potencial: La “frontera” del sur
Palermo Aike es considerada la formación con características geológicas más similares a Vaca Muerta en toda la región. Sin embargo, su desarrollo presenta particularidades propias:
Recursos Estimados: Se proyectan cerca de 10.000 millones de barriles equivalentes de petróleo, lo que la posiciona como la segunda reserva de shale en importancia del país.
Ventaja Logística: A diferencia de Neuquén, esta cuenca posee una cercanía inmediata a terminales marítimas y puertos de exportación en el Atlántico, lo que podría reducir significativamente los costos de transporte y evacuación una vez alcanzada la escala comercial.
El cronograma de operaciones para 2026
El consorcio integrado por la operadora estatal YPF y CGC (Compañía General de Combustibles) lidera la campaña exploratoria. Tras la finalización de los primeros pozos de rama horizontal, el foco de este año está puesto en el monitoreo de los caudales de producción y la presión de los reservorios.
Los próximos meses serán decisivos para determinar la viabilidad económica de los proyectos. El objetivo técnico es optimizar las técnicas de completación y fractura adaptadas a las condiciones específicas de la Cuenca Austral, donde la profundidad y las temperaturas de la formación presentan retos distintos a los de la Cuenca Neuquina.
Impacto en la competitividad regional
El desarrollo de Palermo Aike no solo implica un incremento en las reservas nacionales, sino que también representa una reactivación para la industria de servicios petroleros en Santa Cruz. La posibilidad de establecer un segundo “hub” de hidrocarburos no convencionales permitiría a Argentina:
Descomprimir la saturación de infraestructura en Vaca Muerta.
Atraer inversiones internacionales bajo el marco del RIGI, orientadas específicamente a proyectos de exportación desde el sur.
Fortalecer la autonomía energética mediante la explotación de una cuenca con larga tradición de gas y crudo convencional, ahora volcada al shale.
La industria sigue de cerca los resultados de esta ventana productiva, que podría marcar el inicio de una nueva etapa de expansión para el sector energético argentino en el mercado global.
La carrera por el crudo en aguas profundas del Atlántico Sur ha entrado en una fase de contrastes marcados. Mientras que el mapa geológico argentino nunca ha sido tan preciso como hoy, el sector se pregunta si el exceso de análisis técnico está retrasando la llegada de las plataformas de perforación, en un escenario donde Uruguay y Brasil ya han puesto fecha a sus próximos pozos.
El “Gap” entre el dato y el taladro Informes recientes del sector académico subrayan una realidad ambivalente para Buenos Aires. Tras la campaña sísmica iniciada en 2019, la Argentina posee una base de datos robusta, pero la actividad de perforación —el verdadero termómetro del éxito— sigue siendo tímida frente a la dinámica regional.
A diferencia de la Cuenca Argentina Norte, donde el pozo Argerich-1 dejó lecciones geológicas valiosas pero no un descubrimiento comercial inmediato, otras zonas como la Cuenca Austral (Proyecto Fénix) demuestran que la inversión fluye donde el riesgo ya está mitigado por infraestructuras existentes.
La competencia vecina se acelera El radar de los inversores no solo mira hacia Argentina:
Uruguay: Ha pasado de la teoría a la práctica. Con firmas como APA Corporation, Chevron y ENI tomando posiciones operativas, se esperan perforaciones exploratorias entre 2026 y 2027.
Brasil: Shell y Petrobras lideran la avanzada en la Cuenca de Pelotas, con programas de sísmica 3D que ya tienen como horizonte perforaciones en 2028.
Namibia: El “espejo” africano del Atlántico Sur sigue siendo el modelo a seguir, con una tasa de éxito excepcional que valida la continuidad de las campañas como estrategia central.
Perspectivas para el ecosistema Enerbuy Para los proveedores de servicios y suministros industriales, este escenario define dos frentes de oportunidad. Por un lado, la demanda de servicios de interpretación de datos y soporte técnico sigue en alza.
Por otro, el salto hacia la fase de perforación real —que es la que tracciona grandes contratos logísticos— dependerá de la capacidad del país para ofrecer un marco de previsibilidad que transforme la información técnica en proyectos ejecutivos de largo plazo.
El Atlántico Sur vuelve a ser el centro del tablero energético global. La pregunta para Argentina ya no es qué hay debajo del mar, sino cuándo se empezará a extraer con la misma intensidad que sus competidores directos.
El próximo 21 de enero expertos brindarán una charla gratuita sobre todo lo que necesitas para inscribirte y trabajar en el rubro. Será en San Juan 109. Las inscripciones para participar se realizan a través del número 3872158121.
Desde la Municipalidad de Salta se busca que cada vecino, emprendedor y comerciante de la ciudad tenga herramientas reales para progresar y aprovechar las oportunidades laborales actuales.
Por eso, se organizó una jornada de capacitación pensada especialmente para quienes desean dar sus primeros pasos como prestadores de servicios o proveedores en la minería.
Un consorcio de bancos internacionales mantiene negociaciones avanzadas para otorgar un préstamo millonario destinado a una obra clave para el desarrollo energético argentino. El financiamiento permitiría construir un gasoducto estratégico que conectará el yacimiento de Vaca Muerta con la costa atlántica, fortaleciendo el perfil exportador de gas natural licuado del país.
Préstamo millonario en negociación
JP Morgan, Citigroup y Banco Santander encabezan las conversaciones para conceder un crédito cercano a los 1.000 millones de dólares, equivalentes a unos 852 millones de euros. El préstamo estaría dirigido al consorcio liderado por Pan American Energy (PAE), encargado de llevar adelante la construcción del gasoducto.
Las negociaciones continúan abiertas y las condiciones finales aún podrían modificarse antes del cierre del acuerdo. Además, no se descarta la incorporación de otras entidades financieras al esquema de financiamiento.
El proyecto VMOS y sus socios
La obra forma parte del proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), que ya se encuentra en etapa de construcción. Pan American Energy posee una participación del 30% del emprendimiento, mientras que la petrolera estatal YPF cuenta con el 25%. Completan el consorcio Pampa Energía, la empresa británica Harbour Energy y Golar LNG, con participaciones menores.
Exportación de gas y licuefacción
El gasoducto permitirá transportar gas natural desde Vaca Muerta hasta una terminal portuaria sobre el Atlántico. Allí, el consorcio ya tiene arrendado el primer buque de licuefacción, el Hilli Episeyo, que comenzará a producir hacia finales de 2027. Un segundo barco, el MKII, se sumará aproximadamente un año más tarde.
Ambas unidades alcanzarán una capacidad combinada de seis millones de toneladas anuales, con una parte significativa de los envíos destinada al mercado alemán.
Pese a la volatilidad del mercado petrolero internacional y a un escenario de precios del crudo más moderado para 2026, bancos de inversión globales revisaron sus proyecciones sobre las acciones de las principales petroleras argentinas.
Analistas de bancos de inversión internacionales actualizaron los precios objetivo para los próximos doce meses de empresas petroleras que operan en la Argentina y, lejos de recortar expectativas, ratificaron el atractivo de los papeles ligados al desarrollo no convencional. El contexto global, atravesado por tensiones geopolíticas y por un consenso de precios del Brent más bajo que en años anteriores, todavía no alteró las estimaciones de mediano plazo para el sector.
Los informes coinciden en que el desempeño operativo, la escala alcanzada en Vaca Muerta y la mejora en costos de extracción funcionan como un amortiguador frente a eventuales caídas del crudo. En ese marco, los análisis se concentraron principalmente en Vista Energy, YPF y Pampa Energía, las tres compañías con mayor protagonismo en la ventana petrolera neuquina.
Vista lidera el optimismo y YPF consolida su escala
Entre las revisiones más destacadas, el banco UBS BB elevó su recomendación sobre Vista Energy de “neutral” a “compra” y ajustó al alza su precio objetivo, al considerar que la compañía presenta uno de los costos de extracción más bajos del país y una elevada flexibilidad para administrar su plan de inversiones. Esta combinación, según el análisis, la posiciona mejor que sus pares ante un escenario de precios internacionales más ajustados.
Para YPF, UBS BB mantuvo una postura neutral, aunque incrementó su precio objetivo frente a la recomendación anterior. A su vez, BTG Pactual sostuvo su recomendación de compra, respaldada en la consolidación del plan 4×4 y en los récords productivos alcanzados en Vaca Muerta. Los bancos destacan que la petrolera de mayoría estatal logró mejoras significativas de eficiencia y escala, aun bajo supuestos conservadores de precios del Brent.
El holding liderado por Germán Larrea busca el control de los ramales Belgrano Cargas y San Martín. La propuesta incluye un plan de modernización integral supeditado a la aplicación de beneficios del RIGI.
La futura privatización del sistema ferroviario de cargas en Argentina ha sumado un actor de peso internacional. El conglomerado Grupo México, encabezado por el empresario Germán Larrea Mota Velasco, ha manifestado un interés concreto por participar en la licitación de los principales ramales del país, con una propuesta de inversión preliminar que asciende a los US$ 3.000 millones.
El plan estratégico de Grupo México
A través de su división ferroviaria GMXT USA —que actualmente opera más de 11.000 kilómetros de vías en México y Estados Unidos—, el holding apunta a modernizar la infraestructura vial, el material rodante y los sistemas logísticos locales. El foco principal está puesto en dos corredores estratégicos para la economía productiva:
Belgrano Cargas: Vital para la conexión del norte argentino.
Ramal San Martín: Clave para el transporte de granos, minerales e insumos industriales hacia los puertos del Gran Rosario y Buenos Aires.
El RIGI como eje de la negociación
Uno de los puntos centrales de la propuesta de Larrea es la necesidad de un marco regulatorio que garantice estabilidad a largo plazo. En este sentido, el grupo condiciona el desembolso de capital a la obtención de beneficios fiscales, cambiarios y normativos bajo el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI).
Aunque el RIGI fue concebido originalmente para proyectos productivos “nuevos” (como los sectores de energía y minería), la empresa argumenta que la magnitud y el riesgo de la inversión en infraestructura pesada requieren una protección similar a la de los megaproyectos energéticos. Este planteo abre un debate técnico sobre la adaptabilidad del régimen a concesiones de servicios públicos existentes.
Tensiones y competencia en el sector
La posible irrupción de un operador con modelo de “gestión integrada” (control de toda la cadena logística) genera diversas reacciones en el mercado local:
Exportadoras locales: Grandes cerealeras y cooperativas analizan esquemas de participación para evitar una excesiva concentración de mercado y asegurar tarifas competitivas.
Gobierno Nacional: Existe una puja interna entre quienes priorizan la llegada de capitales frescos para aliviar las cuentas públicas y quienes prefieren un esquema de desintegración vertical para fomentar la competencia en distintos segmentos del servicio.
Impacto en la logística productiva
Para sectores clave como el de los combustibles, la minería y el agro, la resolución de esta licitación será determinante. Una modernización eficiente del sistema ferroviario podría reducir drásticamente los costos logísticos, impactando directamente en la competitividad exportadora de Argentina.
Este proceso se perfila como uno de los principales “tests” para el plan de privatizaciones de la administración actual y la eficacia del RIGI como herramienta para atraer inversiones de escala continental en infraestructura crítica.
La provincia avanzará en febrero con la consulta pública por la planta PTG 2 Norte Sierra Chata, un proyecto clave para sostener el crecimiento del gas no convencional y abastecer los futuros desarrollos de GNL asociados a Southern Energy.
Las autoridades de la provincia del Neuquén realizarán el próximo mes una audiencia pública por un nuevo proyecto de infraestructura gasífera en Vaca Muerta. Se trata de la planta de tratamiento de gas PTG 2 Norte Sierra Chata, planificada para el área Sierra Chata, operada por Pampa Energía, en el marco del proceso de evaluación ambiental previo a su eventual aprobación.
El proyecto se inscribe en el crecimiento sostenido de la producción de gas no convencional y en la estrategia de exportación de gas natural licuado (GNL). Pampa Energía es uno de los actores centrales de Southern Energy, la iniciativa que prevé la instalación de dos buques de licuefacción.
El primero de ellos, el Hilli Episeyo, con una capacidad de 2,5 millones de toneladas por año, tiene previsto entrar en servicio en 2027, mientras que el segundo buque, el MK II, con una capacidad de 3,5 millones de toneladas anuales, comenzaría a operar en 2028.
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El área Sierra Chata, donde Pampa Energía se asocia con YPF —su socio también en Southern Energy—, está considerada una fuente estratégica de suministro de gas para estos desarrollos. De acuerdo con las proyecciones del proyecto, hacia finales de 2028 se requerirán unos 27 millones de metros cúbicos diarios (Mm³/d) de gas de alimentación para los esquemas de licuefacción, de los cuales Pampa aportaría aproximadamente 6 Mm³/d.
En ese marco, el año pasado el director de Exploración y Producción de Pampa Energía, Horacio Turri, brindó precisiones sobre el nivel de inversión necesario para alcanzar ese objetivo. Según explicó el directivo, el capex asociado al incremento de la producción y a la construcción de una nueva planta de procesamiento en Sierra Chata ronda los 400 millones de dólares.
De ese total, el 50% corresponde a la planta de tratamiento y el otro 50% a las tareas de perforación y terminación de pozos. Además, la compañía prevé destinar entre 60 y 80 millones de dólares anuales para sostener de manera constante una producción del orden de los 6 Mm³/d.
Según la documentación presentada ante el área ambiental de la provincia, la planta de tratamiento de gas ocupará una superficie aproximada de 124.200 metros cuadrados y operará con generadores alimentados con gas combustible, en línea con las características productivas del área.
El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, explicó los motivos por los cuales la petrolera estatal decidió retirarse de Santa Cruz. Señaló que las áreas maduras de la provincia generaban pérdidas millonarias, con costos operativos elevados, y que la compañía debía priorizar inversiones rentables, principalmente en Vaca Muerta, para generar valor y sostener su actividad.
El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, brindó detalles sobre la salida de la compañía de Santa Cruz y puso el foco en la falta de rentabilidad de las áreas maduras que la petrolera operaba en la provincia. En una entrevista con el periodista Jairo Straccia, en el ciclo de El Cronista Stream, el directivo fue categórico al explicar que la decisión respondió a razones económicas y de sustentabilidad del negocio.
“YPF es una compañía que tiene que generar valor, y en esos campos no generaba valor. Perdía plata todos los años. Te estoy hablando de cientos y cientos de millones de dólares”, afirmó Marín, al referirse a las operaciones en Santa Cruz. Según explicó, continuar en esas condiciones implicaba sostener pérdidas estructurales que la empresa ya no podía absorber.
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El planteo se inscribe en una discusión que El Diario Nuevo Día viene reflejando desde hace años: el alto costo de producción en las áreas maduras de Santa Cruz, con yacimientos de larga data, baja productividad y estructuras operativas complejas. En ese contexto, Marín señaló que mantener esas explotaciones terminaba funcionando como “un subsidio encubierto” que no resultaba compatible con el nuevo esquema de gestión de YPF. “Los negocios tienen que ser sustentables”, remarcó.
En otro tramo de la entrevista, el CEO de la petrolera estatal comparó los costos de producción en Santa Cruz con los de otras regiones del país. “Si yo en un área madura tengo un costo como había en Santa Cruz de arriba de 40 dólares el barril, y tengo en otro lado costos de cuatro dólares, vos, si tenés acciones de YPF, me pedís a los gritos que invierta en Vaca Muerta”, explicó. La referencia apunta directamente al cambio de estrategia de la empresa, que prioriza los desarrollos no convencionales por su mayor rentabilidad y menor costo relativo.
La salida de YPF de Santa Cruz generó un fuerte impacto en la provincia, no sólo por la pérdida de actividad directa, sino también por las consecuencias en el empleo, las regalías y la economía regional, temas que Nuevo Día ha abordado en distintas oportunidades. Marín, sin embargo, sostuvo que la compañía no podía continuar “perdiendo dinero en todas las áreas donde estaba” y que el nuevo escenario exige que cada operación sea económicamente viable.
Petroquímica Comodoro Rivadavia habla por boca del sindicalista Marcelo Rucci y anuncia que le da la espalda a la convocatoria de Ziliotto. Internas y millones.
A la novela petrolera de La Pampa se le hace desear el final feliz. La licitación por el área Medanito, eje central en la producción hidrocarburífera, no mueve el amperímetro ni convoca empresas interesadas y los ánimos empiezan a caldearse en la zona suroeste de la provincia.
El que tiró la primera piedra fue el secretario general del Sindicato del Petróleo y el Gas de Río Negro, Buenos Aires y La Pampa, Marcelo Rucci. Casi como vocero de Petroquímica Comodoro Rivadavia (PCR), la empresa que tiene la concesión y que aspira a seguir explotando la región, dijo que los requisitos la ahuyentaban.
Aunque el plazo para presentarse vence el 9 de febrero, fecha prevista para la apertura de los sobres, el gobierno de Sergio Ziliotto ya abre el paraguas, pone en su radar la posibilidad de que no haya interés y anuncia que, si cae esa mala noticia, será otra vez la Legislatura provincial la que decida los pasos a seguir.
El fuego amigo que agita Carlos Verna
La novela por Medanito tiene capítulos numerosos y picantes, con una trama de ribetes dramáticos y cargada de internas en distintos partidos. El último paso en ese sentido fue una presentación ante la Fiscalía de Investigaciones Administrativas para que se investigue si en el proceso pudo haber delitos o faltas administrativas.
Esa avanzada fue producto del fuego amigo: el ultravernismo, que votó a favor de la licitación, pero golpeó la mesa en la comisión que elaboró los pliegos con mayor precisión, movió esa ficha a través de la diputada Noelia Sosa, que además tiene sus propias pujas en Colonia 25 de Mayo, cabecera del departamento donde se asienta la producción de petróleo y gas. El abogado fue otro referente del riñón de Carlos Verna, Alejandro Gigena.
En 25 de Mayo el impacto por Medanito puede hacer estragos. Eso vienen advirtiendo Rucci y el intendente Leonel Monsalve, un socio político del sindicalista a lo mejor impensado cuando llegó al gobierno local con la camiseta de Juntos por el Cambio.
Socios políticos en la Patagonia
Rucci y Monsalve quieren, primero que nada, cuidar los 400 puestos de trabajo directo. “Para 25 de Mayo, puede ser devastador”, dijo el sindicalista sobre la posibilidad de que no haya ofertas. Rucci y Monsalve juegan en el mismo equipo, a tal punto de que traman la conformación de un partido político en espejo del que ya da sus primeros pasos en Río Negro y Neuquén. Quieren pisar fuerte en la Patagonia.
Ante el silencio empresarial, fue Rucci el que hizo de vocero de PCR. Con data de primera mano, anunció: “La intención de la empresa es irse. Ellos manifiestan que en las condiciones de los pliegos no van a participar”.
Rucci habla el lenguaje del “mercado” y se queja de que el bono de 50 millones de dólares exigido para el ingreso es una demasía. Tampoco convence el porcentaje reclamado de regalías, por encima de otras jurisdicciones: en algunos casos, el 20% contra el 8 o el 12% que piden otras provincias.
“Con estos números La Pampa está fuera del mercado en la Argentina para explotaciones convencionales. Estamos en un problema y lo tienen que asumir”, advirtió.
Sergio Ziliotto: optimismo, pero paraguas abierto
Según el gremialista, PCR ni siquiera ofrecería una prórroga en el caso de que la licitación quede desierta. Si eso ocurre, como todo parece indicar a esta altura, se abre una zona gris en la que la definición será de la Legislatura, según confirmó en las últimas horas el gobernador Ziliotto.
El contrato vigente de PCR termina en junio, pero si desecha la licitación, los próximos meses serán de retiro, caída de la producción y desempleo forzado. “Está difícil”, redondea Rucci.
“Tenemos que ser optimistas en que haya ofertas”, dice Ziliotto. La licitación es una de sus criaturas: en marzo se cumplirán dos años de que lanzó esa idea. El oficialismo apunta como obstáculo al contexto nacional e internacional.
El Ejecutivo provincial ya advierte que puede ocurrir que no se presenten ofertas y Ziliotto señala las bondades del sistema pampeano. “En el caso de que no hubiera oferentes, la decisión de cómo seguir siempre pasa por una ley de la Legislatura. Cosa que no sucede en ninguna provincia argentina. Todos los gobernadores tienen facultades para renovar áreas concesionadas de manera directa”, compara.
Una de las apuestas más fuertes en La Pampa
PCR pretendía una prórroga de la concesión de la explotación, pero la extensión de ese contrato original ya había ocurrido de modo tan habitual que al gobierno pampeano se le hacía imposible acceder a esa demanda una vez más.
En el proceso, PCR levantó el pie del acelerador de su producción y redujo inversiones. El impacto se puso de manifiesto en la generación de trabajo y en una severa incertidumbre sobre el futuro. Cuando se tramó la licitación, los actores intervinientes pensaron que sería justamente PCR la firma interesada en darle continuidad a la producción.
La apuesta productiva es una de las más importantes de La Pampa. Mientras el tema estaba en tratamiento, el sindicato marcó la cancha con una movilización histórica de centenas de trabajadores del petróleo que viajaron 400 kilómetros hacia la capital provincial y coparon la Legislatura.
A la espera de las petroleras
La discusión estuvo sometida a tironeos políticos de diversos colores, con pactos más o menos transparentes, alianzas lógicas y no tanto, oposiciones furiosas y, sobre todo, una negociación tensa que terminó unificando al bloque oficialista pese a miradas muy enfrentadas.
