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.
El informe mensual confeccionado por la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®), sobre el panorama sectorial, indicó que durante noviembre de 2025 la producción del sector registró una disminución del 15% respecto del mes anterior. En comparación con el mismo mes del año pasado (noviembre 2024), la baja fue del 18%. El acumulado de los once meses del año registró una caída del 6%.
En cuanto a las ventas locales, el relevamiento de la CIQyP® mostró una disminución mensual del 9%, impulsada principalmente por los subsectores de finales agroquímicos. En términos interanuales, las ventas locales retrocedieron un 21%, y el acumulado de los primeros once meses del año presentó una caída del 17%.
Por su parte, el Informe de la Cámara evidenció que las exportaciones del sector también tuvieron un desempeño negativo, con una baja mensual del 4%. La comparación interanual marcó un descenso del 14%, mientras que el acumulado anual se ubicó levemente por debajo del nivel de 2024, con una variación del -1%.
Respecto del sector PyMIQ (Pequeña y Mediana Industria Química), los indicadores mostraron un comportamiento dispar. La producción cayó un 9% mensual, aunque mantiene una variación interanual positiva del 9% y un crecimiento acumulado del 7%.
Las ventas locales descendieron un 7% en el mes, pero registraron una suba interanual del 9%, con un acumulado apenas negativo (-1%). En contraste, las exportaciones de las PyMIQ crecieron un 27% mensual, aunque cayeron un 20% interanual y acumulan una baja del 30% en lo que va del año.
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Durante noviembre de 2025, las importaciones del sector cayeron alrededor del 0,21% y las exportaciones 27% medidos en dólares. Como resultado, la balanza comercial del mes se mantuvo negativa, con un déficit estimado del 16,5%.
En tanto, la capacidad instalada de las industrias que aportan información al informe de la CIQyP® presenta que durante noviembre 2025 tuvo un uso promedio del 67% para los productos básicos e intermedios y del 79% para los productos petroquímicos.
En conclusión, las ventas totales del sector en general, que incluye a las PyMIQ (mercado local + exportaciones) de los productos informados por las empresas participantes del informe, durante noviembre de 2025, fueron de 261 millones de dólares, acumulando un total de USD 3.076 millones en los primeros once meses del pasado año.
En referencia a los parámetros que marcó el informe mensual, Jorge de Zavaleta, director ejecutivo de la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®), enfatizó que “los resultados de noviembre reflejan un cierre de año marcado la desaceleración de la actividad industrial en general. Sin embargo el sector PyMIQ mostro una recuperación en las ventas externas. Este escenario plantea desafíos relevantes para la industria química y petroquímica. De cara a 2026, el desafío será consolidar condiciones macroeconómicas y de competitividad que permitan recuperar el dinamismo de la demanda interna y potenciar una recuperación sostenida del sector”.
España avanza en un total de 2155,8 MW en nuevos proyectos renovables en tramitación ambiental durante los meses de diciembre de 2025 y lo que va de enero del corriente año, de acuerdo a un relevamiento realizado por EnergíaEstratégica en base a datos publicados en el Boletín Oficial del Estado (BOE) del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (MITECO).
Se identifican 35 iniciativas que corresponden exclusivamente a energía solar fotovoltaica y eólica, lo que refleja el dinamismo sostenido del pipeline renovable español, con una fuerte presencia de grandes desarrolladores y un alto grado de concentración territorial y tecnológica.
26 parques fotovoltaicos por 1698,5 MW de capacidad
9 parques eólicos que suman 457,3 MW
De esta manera, la fotovoltaica representa el 79% de la nueva potencia renovable gestionada en este período, un dato que reafirma su papel dominante dentro de la planificación energética nacional.
Los proyectos solares tienden a ser más grandes en potencia individual, superando en varios casos los 150 MW; mientras que la eólica muestra una distribución geográfica más amplia, aunque con un promedio de potencia algo inferior.
En cuanto a los promotores más activos del periodo, el relevamiento evidencia una participación creciente de grupos internacionales y grandes utilities. Sobresale el caso de EDP, que figura con múltiples iniciativas fotovoltaicas que suman 244,3 MW. También aparecen Forestalia con 99 MW, MASDAR con 156,5 MW eólicos, Naturgy con un parque solar de 29 MW, Jinko Power con 139,5 MW y X-Elio con 29 MW solares.
En el segmento eólico, Capital Energy suma dos proyectos eólicos de más de 225, 4 MW: Canales Sur, en Palencia, y Florín, en Zaragoza.
Además, destacan Khons Sun Power, responsable del proyecto más grande del periodo —Tagus 2, una planta solar de 224,5 MW en Toledo—, y Ququima Energy, que impulsa una instalación de 219,5 MW en Granada.
Por el lado de la distribución territorial, la Comunidad de Madrid lidera el ranking con 579,5 MW, seguida por Castilla y León (569,3 MW) y Andalucía (410 MW). Estas tres regiones concentran más del 70% de la potencia tramitada en el período. Le siguen Cantabria, Extremadura y Aragón, todas con más de 150 MW.
El resto de los proyectos se dispersa entre la Comunidad Valenciana, Castilla-La Mancha y Cataluña. Si bien la geografía es diversa, los datos revelan una fuerte concentración en zonas con disponibilidad de suelo, buena irradiación o recurso eólico, y experiencia institucional en materia de renovables.
Las iniciativas se encuentran en distintas fases del proceso administrativo. Algunas ya cuentan con Declaración de Impacto Ambiental (DIA) favorable, otras han recibido la Autorización Administrativa Previa (AAP) y la Autorización de Construcción (AAC), y varias más fueron recientemente sometidas a información pública o solicitudes de utilidad pública.
Sin embargo, el sector renovable se mantiene expectante ante regulaciones clave que podrían marcar el rumbo en 2026, como la aprobación del mecanismo de capacidad, una nueva subasta, y la definición pendiente del reglamento contra los apagones. Todo ello en un contexto de precios volátiles y redes eléctricas cada vez más saturadas.
En este contexto de crecimiento sostenido, el sector se prepara para un evento clave: el próximo 12 de febrero, Madrid acogerá el Future Energy Summit (FES) Iberia – Renewables & Storage 2026, donde se debatirá el futuro del almacenamiento, la integración renovable y el despliegue de infraestructura crítica. Participarán referentes del IDAE, del MITECO, autoridades de comunidades autónomas y CEOs de empresas como Saeta Yield, Iberdrola, EDP Renovables y otros actores estratégicos.
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Guatemala dio un paso clave en su transición energética con la presentación del Plan de Expansión Indicativo de Generación (PEIG) y el Plan de Expansión del Sistema de Transporte Eléctrico (PET) 2026–2050.
Ambos documentos plantean una transformación de fondo en la matriz del país: al cierre del período, el 81,5% de la generación provendrá de fuentes renovables, con fuerte protagonismo de la energía solar, la geotermia y el almacenamiento.
La estrategia incluye una expansión acelerada de la infraestructura eléctrica, necesaria para acompañar una demanda en constante crecimiento, ya que prácticamente se cuadriplicó en el presente siglo y se espera que se duplique en las próximas dos décadas.
Incluso, en el escenario base, que optimiza costos y expansión mínima, se alcanzará una capacidad instalada proyectada de 9147 MW y donde la participación de renovables sobrepasa el 80%.
El portafolio de proyectos candidatos identificado por el MEM refleja con claridad la dirección renovable que tomará la expansión. El 84% de los 8797 MW considerados como potenciales provienen de fuentes limpias, lo que equivale a 7420 MW de capacidad.
En primer lugar, la hidroelectricidad sigue siendo la principal fuente de gran escala, con más de 2700 MW proyectados, aunque con desafíos relacionados con la variabilidad hídrica. Le sigue la solar fotovoltaica, que se consolida como la fuente renovable variable más relevante del sistema con más de 2400 MW, y que será clave en la estrategia de expansión descentralizada.
La geotermia aportará firmeza al sistema con hasta 617 MW, destacándose como una de las tecnologías estratégicas para dar estabilidad a la red. En forma complementaria, se prevé entre 415 y 545 MW eólicos, cuya generación nocturna y en época seca actúa como contraparte ideal de la solar.
También se incluyen tecnologías de bioenergía, con 342 MW de cogeneración y 250 MW de biogás, aprovechando residuos y excedentes industriales, especialmente durante la zafra azucarera.
En paralelo al crecimiento de la gran escala, la generación distribuida renovable (GDR) muestra una expansión sostenida. La capacidad pasó de 7,5 MW en 2009 a más de 160 MW en 2024, y se proyecta que alcance los 1200 MW para 2050, compuesta por 810 MW solares, 250 MW de biogás y 140 MW hidroeléctricos.
Actualmente existen más de 14 000 usuarios autoproductores con excedentes de energía (UAEE), quienes además de cubrir su propio consumo, inyectan energía a la red, mejorando la eficiencia del sistema y reduciendo pérdidas.
El documento también reconoce el papel central que jugará el almacenamiento con baterías (BESS) en los escenarios de transición. Para garantizar flexibilidad operativa y confiabilidad en un contexto de alta penetración de renovables, se establece que todos los proyectos solares mayores a 50 MW deberán contar con baterías equivalentes al 30% de su capacidad instalada.
Para 2050, se estima que habrá al menos 370 MW de sistemas BESS acoplados a plantas fotovoltaicas. Estas unidades permitirán optimizar los flujos de potencia, sustituir generación forzada y aportar compensación reactiva, funciones esenciales para mantener la estabilidad del sistema.
En paralelo al PEIG, el PET 2026–2050 traza el crecimiento del sistema de transporte eléctrico, con un enfoque en confiabilidad, cobertura y eficiencia. El plan prevé la construcción de 5687 km de nuevas líneas de transmisión y la incorporación de 172 subestaciones. Esta expansión permitirá conectar nuevos proyectos, mejorar el servicio en áreas rurales y sostener el crecimiento de la demanda a nivel nacional.
En el contexto operativo de expansión de la red, el último intento por avanzar en la infraestructura enfrentó un tropiezo: la licitación pública PET‑3 para obras de transmisión fue declarada desierta tras la falta de documentación técnica completa por parte del único oferente, lo que impidió adjudicar los proyectos previstos y dejó momentáneamente sin ejecución más de 230 km de líneas consideradas críticas para aliviar cuellos de botella y conectar nueva generación renovable al sistema.
Esta situación, confirmada por fuentes del sector energético, expone la necesidad de perfeccionar las condiciones de los procesos de contratación pública para atraer mayor participación privada, y se esperaba que el Ministerio de Energía y Minas definiera si ratificar o ajustar lo resuelto para relanzar la convocatoria bajo bases más competitivas.
Posteriormente, autoridades del MEM informaron a Energía Estratégica que están trabajando en replantear y relanzar la convocatoria bajo condiciones más competitivas, explorando mecanismos alternativos de contratación y segmentación de obras para asegurar el avance de la transmisión en 2026 y mitigar riesgos de retraso en la materialización de la expansión eléctrica prevista en los planes al 2050.
La ampliación de la red también habilita mayor integración regional y más oportunidades de intercambio de energía con los países vecinos, en línea con los objetivos del SIEPAC.
Según el director de Energía, Luis Manuel Pérez, “la red eléctrica debe crecer al ritmo del país y estar lista para integrar nuevas tecnologías y fuentes de generación”.
El desarrollo de estos planes contó con el respaldo técnico y financiero de socios estratégicos como la Unión Europea, GIZ, GetTransform y CEPAL. El involucramiento de la cooperación internacional no solo aportó solidez técnica, sino que también reforzó la legitimidad institucional del proceso.
Desde la Delegación de la Unión Europea en Guatemala, María González Mata destacó que “apoyar esta transición energética justa y sostenible es una prioridad que compartimos con el país”.
Los planes lanzados por el MEM configuran una hoja de ruta con metas claras, apertura a la inversión y visión de largo plazo. A partir de ahora, el desafío será pasar del papel a los proyectos concretos, con mecanismos que aseguren la ejecución y el seguimiento efectivo de la transformación energética que Guatemala ya puso en marcha.
La elección de José Antonio Kast como presidente de Chile ha reconfigurado el escenario para el sector, de modo que comienzan a definirse los cuadros técnicos y políticos que ocuparán los cargos clave del nuevo gobierno, siendo uno de los focos de mayor expectativa el Ministerio de Energía.
Según pudo averiguar EnergíaEstratégica, cuatro personas concentran el abanico de nombres de quienes evalúan la gobernanza futura del sistema eléctrico chileno: José Venegas, Rodrigo Álvarez, Francisco López y José Luis Daza.
Perfiles que, en caso de asumir deberán conducir una transición compleja marcada por mayor penetración renovable y alta participación de sistemas de almacenamiento, la modernización del sistema y las reformas regulatorias.
¿Quién es quién de los candidatos a ocupar la silla central del Ministerio de Economía?
José Venegas fue secretario ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE) entre 2018 y 2022, y cuenta con tres décadas de experiencia en generación, transmisión y distribución, con pasado en empresas de renombre como Colbún y Endesa, entre otras.
Durante el último tiempo ocupó el estatus de referente energético de la candidatura presidencial de Kast, a tal punto que reveló las propuestas del líder del Partido Republicano, entre las que se destacan una agenda centrada en la libertad del consumidor, la eliminación de trabas burocráticas, el ordenamiento de las PMGD y modernización técnica sin subsidios.
También figura Rodrigo Álvarez, quien fuera ministro de Energía entre 2011 y 2012, además de expresidente de la Cámara de Diputados y exvicepresidente de la Convención Constitucional.
Aunque se reconoce su cercanía con el presidente electo, fuentes cercanas indican que su participación se inclinaría a un rol más técnico que ministerial o cargos de primera línea, dado su perfil estratégico y su trayectoria parlamentaria.
Otro nombre que toma fuerza es Francisco Javier López, exsubsecretario de Energía entre 2019 y 2022 (en reemplazo de Ricardo Irarrázabal), abogado de la Universidad Católica y actual socio del estudio Jara Del Favero.
Durante su mandato como subsecretario de Energía, brindó una entrevista para Energía Estratégica (ver nota) en la que abordó las prioridades necesarias para continuar con la diversificación de la matriz y el impulso de las renovables, como también los cambios necesarios en aquel entonces.
Y según fuentes cercanas a Energía Estratégica, su etapa durante el durante el segundo gobierno de Sebastián Piñera lo posiciona como una opción sólida, tanto para Energía como para otras carteras vinculadas al desarrollo productivo.
Finalmente, aunque con menor probabilidad, se ha mencionado que el nuevo presidente del país andino llamaría a José Luis Daza, actual viceministro de Economía en Argentina, de nacionalidad chileno-argentina y vinculado históricamente al mundo financiero.
En el ámbito público, fue representante del Banco Central de Chile en Asia, con base en Tokio. Su nombre fue asesor y sonó como candidato a ocupar el ministerio de Economía durante la campaña electoral de 2021 en caso de que hubiese ganado el candidato de ultraderecha José Antonio Kast,
Mientras que años atrás, casi desde el comienzo de la presidencia de Javier Milei, Daza colaboró con el equipo económico debido a su nacionalidad, identificación política y varias amistades personales que posee en su país natal, entre ellas Luis Caputo hace más de 30 años, a quien conoció por haber trabajado juntos en JP Morgan.
Si bien recibió una oferta para dejar el viceministro de Economía en Argentina sumarse al gabinete chileno, su inclusión pierde fuerza tras la confirmación de Jorge Quiroz como nuevo ministro de Hacienda.
Un diseño político bajo presión: el triministerio en suspenso
Durante las primeras conversaciones sobre el gabinete, se barajó la posibilidad de crear un triministerio que agrupe Energía, Economía y Minería, lo que permitiría concentrar poder de decisión estratégica en una sola figura.
Sin embargo, la propuesta comenzó a debilitarse tras las advertencias de distintos actores del sector, que plantearon la necesidad de mantener autonomía en cada una de esas áreas, dada la complejidad técnica y los desafíos particulares que enfrentan.
Al mismo tiempo, el modelo de triministro también habría sido cuestionado dentro del propio oficialismo, ya que podría reducir el margen para integrar a distintos referentes políticos. En ese marco, la opción de mantener la cartera de Energía con un liderazgo propio se consolida como la alternativa probable, permitiendo además dar señales claras a los actores del sector sobre la hoja de ruta que tomará el nuevo gobierno.
A la espera de definiciones oficiales, el mercado energético sigue de cerca cada movimiento. Lo que sí se sabe es que para el nuevo gobierno, el futuro es renovable, ya que se espera la construcción de más de 10 GW en los próximos años, de los cuales el 95% son proyectos renovables; sumado a que, de acuerdo con las proyecciones del equipo de Kast, Chile alcanzará en 2027 los 9 GW de sistemas de baterías y 14 GW en 2030.
La compañía se consolidó como la principal productora de litio del país
EXAR, la empresa jujeña conformada por Ganfeng Lithium, Lithium Argentina y Jujuy Energía y Minería Sociedad del Estado (JEMSE), alcanzó a fines de diciembre un nuevo hito en su operación de litio al cumplir su objetivo anual de 34.000 toneladas de carbonato de litio, un volumen que la consolida como el principal productor del país.
El cumplimiento de la meta se concretó el 29 de diciembre en la planta Cauchari–Olaroz, ubicada en la Puna jujeña, y refleja la estabilización de los procesos productivos tras varios años de ramp-up (incremento gradual y progresivo de la actividad, producción). La cifra cobra relevancia en un contexto de fuerte competencia internacional y de creciente demanda asociada a la transición energética, particularmente para la fabricación de baterías.
Producción de litio en la Puna jujeña
Desde EXAR señalaron que el desempeño productivo fue posible gracias a mejoras operativas sostenidas en planta y en el manejo de las pozas de evaporación, un componente central del proceso de obtención de carbonato de litio.
«Este equipo se caracteriza por su creatividad para sortear adversidades y dar siempre lo mejor que tiene. Gracias por demostrar que juntos somos imparables» agregó Carlos Zapata, vicedirector de Operaciones Control de Pozas y Planta de Encalado.
El desempeño productivo fue posible gracias a mejoras operativas sostenidas en planta y en el manejo de las pozas de evaporación indicaron desde Exar
El modelo de economía circular en la producción de litio
En paralelo al crecimiento productivo, EXAR fue reconocida a nivel nacional por su modelo de economía circular aplicado a la actividad del litio en la Puna jujeña. El proyecto obtuvo el primer puesto en la categoría “Modelos y Cadenas de Valor Circulares” del concurso impulsado por Pacto Global de Naciones Unidas, que evaluó iniciativas de 47 empresas.
El jurado destacó especialmente el sistema hídrico circular, orientado a optimizar el uso del agua en un entorno de alta sensibilidad ambiental, así como el esquema de gestión integral de residuos y la articulación con proveedores y recicladoras locales. También se valoró la reducción progresiva de plásticos de un solo uso y la incorporación de prácticas sostenibles a lo largo de la cadena de valor.
“Este reconocimiento refuerza el enfoque de mejora continua y la búsqueda de un modelo productivo responsable”, afirmó Alejandro Fiad, superintendente de Medio Ambiente de la compañía.
EXAR y su relación con las comunidades y seguridad operativa
Durante 2025, EXAR también avanzó en iniciativas vinculadas al entramado social de su área de influencia. Entre ellas, se destacó el Programa de Fortalecimiento en Liderazgo Comunitario Sostenible, que involucró a referentes de comunidades originarias de Pastos Chicos, Olaroz, Puesto Sey, Huancar, Susques, Catua y El Toro.
El programa se desarrolló entre agosto y diciembre con instancias presenciales y virtuales, y estuvo orientado a fortalecer capacidades de liderazgo en un contexto de transformación territorial, con foco en la gestión de proyectos comunitarios, el diálogo intercultural y el desarrollo sostenible.
En materia operativa, EXAR cerró además el cuarto Encuentro de Seguridad en el Transporte, una iniciativa anual destinada a reducir riesgos en una de las etapas más críticas de la logística minera. En ese marco, la compañía reconoció a tres empresas transportistas —dos de ellas de origen comunitario— por su desempeño en seguridad y cumplimiento de estándares.
Desarrollo del litio argentino
Con una producción anual de 34.000 toneladas de carbonato de litio, EXAR se posiciona como uno de los proyectos de mayor escala en operación en la Argentina, en un momento en el que el litio se consolidó como uno de los principales vectores de inversión minera del país.
El desempeño productivo de la planta Cauchari–Olaroz y la consolidación de sus procesos operativos colocan a la compañía como un actor relevante dentro de la cadena de valor del litio, tanto a nivel provincial como nacional, en un escenario marcado por la volatilidad de precios y la creciente exigencia ambiental y social sobre la industria.
El mercado de autos eléctricos en Argentina cerró 2025 con un crecimiento récord, impulsado por la llegada de nuevas marcas, una mayor variedad de modelos y una oferta más alineada al uso urbano. Aunque el volumen total sigue siendo bajo frente al mercado general, el salto interanual confirma que la movilidad eléctrica dejó de ser un fenómeno marginal.
Según replicó la agencia Noticias Argentinas, en base al Informe de Mercado de ACARA – diciembre 2025, durante el año se patentaron 1.279 vehículos 100% eléctricos, más del doble que en 2024 (557 unidades), lo que representa un crecimiento del 129,6% interanual. En ese contexto, el ranking de modelos muestra con claridad cuáles son los eléctricos que realmente lograron ventas sostenidas.
El liderazgo del segmento quedó en manos de marcas chinas y productos urbanos, con BYD como gran protagonista. Al mismo tiempo, modelos ya conocidos como el Chevrolet Spark y propuestas premium como el Volvo EX30 lograron mantenerse entre los más elegidos.
Los 10 autos eléctricos más vendidos en Argentina en 2025:
Chevrolet Spark EV – 206 unidades
BYD Dolphin Mini – 175
BYD Yuan Pro – 169
Volvo EX30 – 140
Renault Megane E-Tech – 104
Renault Kangoo E-Tech – 40
BAIC EU5 – 40
Great Wall ORA 03 – 36
Coradir Chiki – 28
BMW iX2 – 23
El ranking confirma que los autos eléctricos más vendidos en Argentina son compactos, pensados para ciudad y con precios relativamente más accesibles, muy lejos todavía de una electrificación masiva del segmento SUV o de pickups.
Un mercado chico, pero con un cambio de tendencia claro
Si bien los eléctricos representaron menos del 0,3% del total del mercado automotor, su crecimiento fue muy superior al promedio general. En 2025, Argentina patentó 612.178 vehículos 0 km, con una suba del 47,8% interanual, pero ningún otro segmento mostró una aceleración comparable a la de los eléctricos.
La consolidación de BYD, el avance de marcas chinas y la diversificación de la oferta explican por qué 2025 marcó un punto de inflexión. Con más modelos en camino y una infraestructura que avanza lentamente, el desafío para 2026 será transformar este crecimiento porcentual en volumen real.
Hablar de energía eléctrica hoy es hablar de desarrollo, competitividad y sostenibilidad. En un contexto de altas temperaturas, crecimiento sostenido de la demanda y necesidad de garantizar un servicio continuo y seguro, el consumo responsable deja de ser un gesto individual para convertirse en una verdadera decisión estratégica, tanto para los hogares como para los comercios y las industrias.
Desde las empresas distribuidoras de energía conocemos de primera mano cómo pequeñas acciones cotidianas, replicadas por millones de usuarios, inciden significativamente en el funcionamiento del sistema eléctrico. El uso responsable de la energía no solo permite optimizar el gasto individual, sino que resulta esencial para sostener una infraestructura crítica que requiere inversiones permanentes, planificación a largo plazo y el trabajo coordinado de más de 60.000 personas en todo el país.
En este contexto, acercar buenas prácticas de consumo responsable se vuelve una herramienta simple y concreta para todos los usuarios. Porque la energía no se gasta: se gestiona. Y gestionarla de manera inteligente tiene un efecto compartido, que impacta tanto en el sistema eléctrico como en la vida cotidiana y la actividad económica.
Desde Adeera sistemáticamente compartimos medidas clave de consumo responsable, pensadas según cada tipo de usuario —residencial, comercial e industrial—, para consumir mejor sin resignar confort ni productividad:
Usuarios residenciales
Climatización eficiente: usar el aire acondicionado a 24 °C en verano, mantener filtros limpios, cerrar puertas y ventanas, climatizar solo los ambientes en uso y mejorar el sellado, evita consumos innecesarios y ahorra energía. Y apagar el aire si no queda nadie en la habitación.
Evitar consumos simultáneos innecesarios: no utilizar varios electrodomésticos de alto consumo al mismo tiempo ayuda a reducir picos de demanda, especialmente en horarios críticos.
Eliminar el consumo invisible: apagar lo que no se usa, evitar el stand by desenchufando equipos y cargadores, usar el lavarropas a carga completa y regular el termotanque permite reducir consumos innecesarios y alargar la vida útil de los equipos.
Comercios
Gestión inteligente de horarios: escalonar el uso de equipos eléctricos y evitar su funcionamiento simultáneo en horas pico mejora la eficiencia operativa y reduce costos.
Mantenimiento y eficiencia de equipos: heladeras, freezers y aires acondicionados en buen estado consumen menos energía y prolongan su vida útil.
Iluminación eficiente: el recambio a tecnología LED y el uso racional de cartelería luminosa tienen un impacto inmediato en la factura eléctrica.
Industrias
Planificación del consumo: programar procesos productivos fuera de los horarios de máxima demanda contribuye a un sistema eléctrico más estable.
Inversión en eficiencia energética: motores eficientes, automatización y medición del consumo permiten detectar desvíos y optimizar recursos.
Cultura energética interna: capacitar al personal y promover buenas prácticas convierte a la eficiencia en parte de la gestión empresarial.
Cada decisión cuenta. Consumir energía de manera inteligente fortalece el sistema eléctrico, impulsa la actividad económica y construye un futuro más sostenible. Empezar a consumir mejor hoy, es una forma concreta de ser parte del cambio que nos beneficia a todos.
*Abogada especialista en asuntos legales y corporativos.
El gobernador de Río Negro, Alberto Weretilneck, recorrió el sábado por la tarde los avances de la obra del proyecto Vaca Muerta Oil Sur en Punta Colorada, donde se construyen 6 tanques de almacenamiento que formarán parte de la terminal de exportación de petróleo. Destacó el nivel de avance de los trabajos y señaló que “a fines de 2026, la Argentina comenzará a exportar petróleo desde Río Negro”.
Durante la visita, el mandatario dialogó con trabajadores, responsables técnicos y autoridades de la empresa, y supervisó en detalle el avance de los tanques y de las obras complementarias de la terminal, en el marco de uno de los proyectos estratégicos más importantes del país.
ESTE AÑO: DESDE RÍO NEGRO, ARGENTINA EMPIEZA A EXPORTAR PETRÓLEO
Somos protagonistas de uno de los proyectos energéticos más importantes del país. Una obra estratégica que marca un antes y un después.
En ese contexto, Weretilneck subrayó la magnitud de la obra y su impacto para Río Negro y la Argentina: “Es una de las obras más grandes, no solo de Río Negro sino del país. Esto es realidad, son hechos concretos. Lo que en su momento fue un objetivo para Neuquén, para Río Negro y para la Argentina, hoy se está cumpliendo”, afirmó.
La terminal de exportación constituye un nodo central del oleoducto Vaca Muerta Oil Sur, que une Allen con Punta Colorada y permitirá ampliar de manera decisiva la capacidad de transporte de petróleo desde Vaca Muerta hacia el Atlántico. En el predio se construyen 6 tanques que tendrán una capacidad total de almacenamiento de 720 millones de litros de petróleo, consolidando a Río Negro como un actor clave en la matriz energética nacional.
El proyecto también tiene un fuerte impacto en el empleo y en la economía regional. En el pico de la construcción, previsto para marzo-abril de 2026, se estima una ocupación de alrededor de 1600 trabajadores.
En ese marco, el Gobierno de Río Negro controla el cumplimiento de la Ley Provincial 80/20, impulsada por decisión del Gobernador, que establece que en todas las obras estratégicas declaradas de interés provincial el 80% de los trabajadores deben ser rionegrinos. A su vez, se mantienen controles permanentes de seguridad e higiene tanto en la traza como en los campamentos.
A comienzos de noviembre se alcanzó un nuevo hito técnico con la última soldadura automática del oleoducto que une Allen con Punta Colorada a lo largo de 437 kilómetros. Actualmente continúan las pruebas hidráulicas, las obras civiles y el montaje de instalaciones, mientras que la terminal de exportación concentra el mayor volumen de tareas, con la ejecución de estructuras principales, impermeabilización, protección catódica, montaje de domos, caminos internos, drenajes y servicios.
Con una inversión estimada en U$S 3.000 millones, el oleoducto Vaca Muerta Oil Sur se consolida como la infraestructura más importante en ejecución para ampliar la capacidad de transporte y exportación del petróleo argentino. El sistema contará con 4 estaciones de bombeo, 28 válvulas de bloqueo y una capacidad inicial de 180.000 barriles diarios, en una primera fase de puesta en marcha en diciembre 2026, escalable a 390.000 barriles diarios en el segundo semestre de 2027, y hasta 550.000 barriles en una tercera fase de ampliación, proyectando a Río Negro como una provincia exportadora, previsible y confiable para el desarrollo energético del país.
Genneia, la empresa líder en generación de energías renovables en Argentina, anunció oficialmente el regreso de Jorge Brito como presidente de su Directorio.
Brito, quien ya ha desempeñado este cargo exitosamente entre diciembre de 2015 y abril de 2022, retoma la conducción de la compañía, continuando con el proceso de crecimiento y fortalecimiento de la posición de Genneia como el actor principal en la generación de energía limpia, tanto eólica como solar.
Junto a sus nuevas responsabilidades en Genneia, Jorge Brito continúa desempeñándose como presidente del Directorio del Banco Macro, cargo que ocupa desde marzo de 2023.
Recientemente, Genneia puso en operación el Parque Solar San Rafael, superando de esta manera los 1.500 MW de potencia instalada renovable y consolidando su liderazgo en el sector. Con sus 8 parques eólicos y 6 solares en funcionamiento, la empresa lleva una inversión acumulada superior a US$ 1.600 millones desde 2016.
Asimismo, la compañía se posiciona hoy también como el principal emisor de bonos verdes del país, con más de US$1.280 millones emitidos hasta la fecha.
Continuidad y visión estratégica
Genneia actualmente lidera el sector con una capacidad instalada que la posiciona a la vanguardia de la industria, operando los parques eólicos y solares más importantes del territorio nacional.
“Es un orgullo volver a presidir una compañía que es emblema de la energía del futuro en nuestro país. Nuestro foco seguirá puesto en la innovación, la sostenibilidad y en continuar ampliando nuestra matriz renovable para acompañar el crecimiento de la industria argentina”, señaló Jorge Brito.
Con este cambio en la presidencia, Genneia reafirma su objetivo de abastecer a la industria nacional y al sistema con energía limpia, eficiente y competitiva.
En la provincia de Salta, una estación de servicio YPF ubicada en Salvador Mazza comenzó a operar con un sistema de autodespacho de combustibles, que permite a los usuarios cargar nafta y gasoil sin la asistencia directa de un playero.
Este innovador método se gestiona a través de la aplicación oficial de YPF, brindando mayor autonomía y comodidad a los conductores que elijan esta modalidad. Además, quienes lo utilicen podrán aprovechar beneficios económicos significativos durante las horas nocturnas.
El sistema ofrece un descuento total del 9% en el horario comprendido entre las 0 y las 6 de la madrugada. Esta rebaja resulta de la combinación de un 6% de descuento general aplicado por YPF en esa franja horaria, junto con un 3% adicional exclusivo para los usuarios que opten por el autodespacho mediante la APP YPF, siempre que cumplan con los requisitos técnicos y de seguridad establecidos por la Secretaría de Energía de la Nación.
En la estación de Salvador Mazza, solo una de las islas de carga está habilitada para esta modalidad, mientras que las demás continúan operando bajo el sistema tradicional con atención de playeros.
Este sistema fue autorizado a nivel nacional por el decreto 46/2025, y su implementación es voluntaria para cada estación de servicio, que puede decidir adoptarlo parcial o totalmente según sus posibilidades y preferencias.
Los beneficiarios del fallo de US$ 16.100 millones por la nacionalización de YPF presentarán el próximo jueves 15 de enero ante la jueza Loretta Preska un escrito formal solicitando que se declare al Estado argentino en desacato y se le apliquen sanciones económicas.
“Estás presentaciones resultan del supuesto (repito) supuesto incumplimiento del país de una orden que lo obliga a presentar los WhatsApp y servicios de mensajería similares de ciertos funcionarios públicos. Ya lo han hecho la gran mayoría, pero, al 12 de enero, restan 6 que no”, señaló el especialista Sebastián Maril.
🛑El jueves, los beneficiarios del fallo en el juicio YPF presentarán su primer escrito a favor de declarar a la Rep. Argentina en desacato y aplicar sanciones. El país se defenderá el 19 de febrero, presentando su propio escrito.
En un posteo en redes sociales, Maril precisó que Argentina presentará su escrito de defensa el próximo 19 de febrero. En una última comunicación, fuentes de la Procuración del Tesoro afirmaron que “la República Argentina está cumpliendo plenamente con todas las decisiones judiciales vigentes”.
“Se vienen realizando entregas parciales y periódicas de la información relevada, y se está colaborando activamente para obtener el consentimiento de funcionarios y exfuncionarios involucrados”, indicaron, al tiempo que destacaron que “la gran mayoría ha prestado su colaboración de manera voluntaria”, indicaron voceros oficiales.
Trump, Exxon y la ecuación de riesgo en Venezuela: lo que realmente discute la industria petrolera
El crudo venezolano volvió al centro de la conversación global, pero no por un descubrimiento geológico ni por un salto productivo, sino por algo mucho más estructural: la voluntad política de inversiones y la lectura de riesgo que hacen las principales compañías petroleras norteamericanas.
El punto de tensión quedó expuesto en los últimos días en un intercambio entre Donald Trump y el presidente de ExxonMobil, que terminó funcionando como catalizador de un debate que la industria viene sosteniendo hace años: qué hace falta para que Venezuela vuelva a ser un destino viable para capital petrolero de gran escala.
La secuencia es conocida, pero vale ordenarla desde la óptica del sector. En una reunión con ejecutivos de grandes compañías energéticas, Trump planteó la necesidad de movilizar volúmenes significativos de inversión privada para reactivar el sistema petrolero venezolano. La cifra que circuló fue de alrededor de US$ 100.000 millones, entendida no como un desembolso inmediato, sino como una referencia a la magnitud total de capital que implicaría recuperar infraestructura, campos maduros, logística y capacidad exportadora después de años de declino y subinversión. Para cualquier actor del upstream, la escala no sorprende: la reconstrucción de un sistema petrolero nacional requiere montos de largo plazo y fuerte densidad de ingeniería.
La respuesta que terminó marcando el rumbo del debate fue la de Darren Woods, CEO de ExxonMobil. Woods calificó a Venezuela como “uninvestable”, un término que no busca impacto retórico sino que resume una categoría concreta de evaluación interna de riesgo. No se trata solamente de inestabilidad política, sino de algo más preciso: ausencia de garantías jurídicas, historial de expropiaciones, cambios regulatorios imprevisibles, conflictos contractuales no resueltos y dificultades para proyectar retornos en horizontes de dos o tres décadas. Es decir, exactamente el tipo de variables que cualquier comité de inversión petrolero pondera antes de asignar capital intensivo.
La reacción de Trump fue inmediata y pública. Dijo que no le había gustado la respuesta de Exxon y deslizó que podría mantener a la empresa fuera de eventuales proyectos en el proceso de reapertura venezolana. Remarcó que “hay muchas otras compañías interesadas”, dejando implícita la idea de que la reconstrucción puede avanzar con actores distintos si los tradicionales deciden no participar. Sin embargo, más allá de la declaración, lo que queda para el sector es el contraste entre la expectativa política y la prudencia corporativa.
Para Exxon, el diagnóstico no surge de hipótesis teóricas. La compañía tiene detrás un historial concreto de operaciones en Venezuela, seguido por expropiaciones de activos y litigios internacionales que marcaron su experiencia en el país. Esos antecedentes no solo pesan en términos legales, sino que quedan incorporados en las matrices globales de riesgo y en la discusión con accionistas. Volver a entrar a Venezuela sin un marco jurídico sustancialmente diferente implicaría, desde ese punto de vista, aceptar un nivel de exposición que la empresa considera razonables.
Woods igual dejó abierta una instancia previa: Exxon está dispuesta a enviar equipos técnicos para evaluar activos y condiciones operativas, pero sin compromiso de inversión hasta que exista un marco regulatorio y contractual estable.
Es una distinción clave: due diligence sí, capital no todavía. Este enfoque es habitual en la industria cuando se trata de mercados con alto potencial geológico pero bajo grado de certidumbre institucional. Evaluar infraestructura, pozos, facilidades de superficie y capacidad de transporte es una tarea técnica; comprometer miles de millones de dólares es otra completamente distinta.
Este episodio volvió visible algo que los profesionales del sector conocen desde hace tiempo: las reservas probadas no alcanzan para justificar inversiones. Venezuela puede tener uno de los mayores volúmenes de crudo del mundo, pero si el entorno contractual no ofrece previsibilidad, los proyectos quedan en suspenso indefinidamente.
Un desarrollo de escala requiere estabilidad fiscal, reglas claras sobre participación de capital privado, protección de la propiedad, mecanismos de resolución de controversias y marcos regulatorios que sobrevivan a cambios de gobierno. Sin esos elementos, el atractivo geológico no se traduce en decisiones de inversión.
El “uninvestable” no es un calificativo político sino casi contable. Resume una imposibilidad práctica: no es posible proyectar flujos de caja a 20 o 30 años en un entorno con alta probabilidad de ruptura contractual. En proyectos convencionales de gran escala –y más aún en desarrollos de crudo pesado con necesidades complejas de dilución, upgrading y transporte– los plazos de retorno son largos. Si la regla del juego cambia en medio del camino, el proyecto deja de ser viable incluso con buenos indicadores productivos.
Las declaraciones también tuvieron un impacto en el mercado financiero. Las acciones de Exxon registraron caídas iniciales después del cruce público con Trump, reflejando la lectura de conflicto entre la empresa y la administración.
Al mismo tiempo, otros operadores percibidos como más dispuestos a asumir riesgo político, como Chevron, quedaron mejor posicionados en términos de expectativa de mercado para capturar una eventual reapertura venezolana. No se trata de un juicio de valor, sino de diferentes estrategias corporativas alrededor de riesgo-país, exposición regulatoria y antecedentes históricos en cada geografía.
Más allá del movimiento bursátil, el punto central para el sector hidrocarburífero es otro: la magnitud de inversión requerida para recuperar el sistema petrolero venezolano. Los campos maduros tienen alta declinación, la infraestructura de superficie presenta deterioro, los sistemas de transporte requieren intervención y gran parte del parque refinador necesita modernización profunda. Ninguno de esos desafíos es imposible, pero todos demandan capital sostenido, horizonte de largo plazo y estabilidad regulatoria. En ausencia de eso, la discusión queda en el plano declarativo.
Coincidencias
La lectura técnica de Exxon coincide con evaluaciones privadas que circulan hace años entre consultoras, operadoras y empresas de servicios. Venezuela combina tres factores difíciles: enorme potencial geológico, déficit de inversión acumulado y alto riesgo institucional. El primero empuja a mirar el país con interés; los otros dos frenan cualquier movimiento concreto. Por eso, la clave del debate actual no es si existe petróleo –eso está fuera de discusión– sino si existe el entorno de negocios necesario para desplegarlo a escala.
La posibilidad de enviar equipos para evaluar activos abre otro capítulo relevante. En la práctica, implica inspección de yacimientos, análisis del estado de pozos, verificación de integridad de oleoductos, revisión de facilidades, estudio de costos operativos, estimaciones de recuperación secundaria o terciaria y evaluación de cuellos de botella logísticos. Es el tipo de trabajo que empresas de servicios, ingenierías y consultoras especializadas pueden comenzar a realizar incluso antes de que exista un compromiso de inversión. Sin embargo, esas evaluaciones solo se transforman en proyectos cuando el marco legal deja de ser incierto.
El caso también es seguido con atención por aseguradoras, bancos de inversión y financistas de proyectos. La estructura de financiamiento de gran escala requiere garantías contractuales y mecanismos claros de repago.
Si los ingresos potenciales del crudo exportable quedan sujetos a embargos judiciales, sanciones o disputas sobre la propiedad de los activos, la arquitectura financiera se vuelve inviable. Ese es otro aspecto del “uninvestable”: no solo tiene que ver con perforar, producir o transportar, sino con asegurar que los flujos de fondos proyectados sean realmente cobrables.
En este marco, el cruce entre Trump y Exxon terminó funcionando como síntesis pública de una conversación más amplia que el sector viene sosteniendo a puertas cerradas. La Casa Blanca empuja por aceleración de inversiones privadas; Exxon responde que antes hace falta reconstruir el andamiaje institucional. Ninguna de las dos posiciones desconoce el potencial del subsuelo venezolano. La diferencia está en el orden de prioridades: para la política, la urgencia es temporal; para la industria, la urgencia es jurídica.
“Las petroleras buscan un trade-off justo”
El episodio también deja lecciones extrapolables para otras geografías de alto potencial y alto riesgo. La disponibilidad de recursos no garantiza el flujo de inversiones si no está acompañada por reglas estables, previsibilidad fiscal y respeto a los contratos. Incluso en un contexto de demanda global sostenida de crudo y gas, las empresas priorizan entornos donde pueden proyectar retornos sin sobresaltos regulatorios. Esa lógica se profundiza en ciclos de transición energética, donde cada dólar de capital compite con alternativas no convencionales o con desarrollos vinculados a bajas emisiones. El subsuelo no está en discusión. Lo que está en discusión es el andamiaje que permitiría convertir ese subsuelo en proyectos. Y ahí es donde, por ahora, la industria ve más interrogantes que certezas.
En la terminal de Punta Colorada se completaron los aros en los tanques TK404 y TK401.
El proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), consolidado como la principal plataforma exportadora de crudo de la Argentina, registra un avance global del 51% al inicio de 2026. Esta obra de infraestructura, liderada por un consorcio de ocho compañías petroleras, entró en una fase determinante de su cronograma tras completar hitos fundamentales en el tendido del ducto y la construcción de terminales de almacenamiento durante el último trimestre del año pasado.
Uno de los mayores desafíos técnicos de la traza comenzó a ejecutarse en estas primeras semanas del año con el Cruce Horizontal Dirigido del Río Negro. Esta maniobra de alta complejidad consiste en una perforación que atraviesa el cauce del río a 30 metros por debajo del lecho, permitiendo el paso de la tubería sin afectar el curso de agua. Este hito se suma a los 76 cruces especiales ya finalizados, que incluyeron arroyos, caminos e intersecciones críticas a lo largo de la provincia.
En la Estación Cabecera Allen, considerada un nodo vital para el transporte de hidrocarburos, los trabajos muestran un ritmo sostenido. Se levantaron las últimas virolas del tanque TK7 y se ultiman las soldaduras en el TK8.
Cabecera de ducto en Allen.
De forma paralela, las cuadrillas avanzan en la infraestructura complementaria que incluye redes de incendios, drenajes y edificios administrativos, asegurando la operatividad de un sitio que conectará la producción neuquina con el sistema de Oleoductos del Valle (Oldelval).
Hacia el este, en la Estación de Bombeo 1 de Chelforó, se registraron progresos significativos en la obra civil y la estación transformadora. En tanto, las proyecciones para este primer trimestre de 2026 contemplan el inicio de las obras en las estaciones de bombeo 2 y 3, ubicadas en Santa Rosa y en el kilómetro 349 del ducto, respectivamente. Estas instalaciones resultan esenciales para garantizar la presión necesaria en el transporte del fluido hacia la costa atlántica.
Punta Colorada, el nodo exportador del VMOS
El punto final del recorrido del VMOS, la Terminal Punta Colorada, también exhibe transformaciones visibles. En esta zona se completó la construcción de virolas en los tanques TK404 y TK401, mientras se intensifican las tareas de movimiento de suelos y el despliegue del campamento. Durante todo 2026, el foco principal en esta área estará puesto en la obra marina.
Tanque de almacenamiento en Allen.
Este punto es considerado de los más complejos de toda la obra. La infraestructura offshore es el componente más disruptivo del proyecto Vaca Muerta Sur, ya que a diferencia de los puertos tradicionales con muelles fijos, la terminal de Punta Colorada operará con un sistema de dos monoboyas denominadas técnicamente Single Point Mooring.
Estas monoboyas estarán instaladas mar adentro, a una distancia de unos 15 kilómetros de la costa, y se unirán a la terminal terrestre mediante un oleoducto submarino que dará continuidad a la traza de 437 kilómetros que viene desde Vaca Muerta. Este sistema permite que los buques se amarren por la proa y roten libremente 360 grados, según la dirección del viento y las corrientes, lo que garantiza una mayor ventana operativa incluso en condiciones climáticas adversas.
Vaca Muerta Oil Sur: las proyecciones sobre su impacto económico
El proyecto VMOS representa una inversión total de US$3.000 millones y se encuentra amparado bajo el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI). El financiamiento se estructuró mediante un préstamo sindicado de US$2.000 millones de dólares otorgado por un consorcio de 14 bancos internacionales, marcando un precedente en la reapertura del crédito externo para proyectos de infraestructura privada en la Argentina desde 2019.
Estación de Bombeo 1
El impacto económico proyectado es de gran magnitud para la macroeconomía. Según estimaciones de la industria, la puesta en marcha de este sistema permitirá un ingreso de divisas de entre US$15.000 y US$20.000 millones anuales.
Además, la operatividad del puerto de aguas profundas en Punta Colorada habilitará el ingreso de buques tipo VLCC, optimizando costos logísticos que podrían significar un ahorro de hasta 3 dólares por barril exportado.
En el ámbito regional, la construcción está generando 1.500 puestos de trabajo directos y dinamiza la actividad de proveedores locales en las comunidades cercanas a la traza. Este desarrollo busca eliminar los cuellos de botella que limitaron la producción de shale oil en años anteriores, posicionando a Vaca Muerta como un centro exportador con capacidad para abastecer mercados internacionales de alta demanda.
Terminal de Punta Colorada.
La inauguración de la primera etapa sigue programada para diciembre de 2026. En esta fase inicial, el oleoducto contará con una capacidad de transporte de 180.000 barriles diarios. El esquema de ampliación proyecta escalar esa cifra hasta los 550.000 barriles diarios durante 2027, con la posibilidad técnica de alcanzar un pico de 720.000 barriles si la demanda del mercado internacional lo requiere.
Un nuevo hito productivo en Vaca Muerta
En el camino del salto de producción que Vaca Muerta requerirá alcanzar este año para abastecer la creciente disponibilidad de transporte que ofrecerá el VMOS, YPF acaba de anunciar que en diciembre el bloque de Loma Campana, que opera en asociación con Chevron, superó el hito de los 100.000 barriles diarios de shale oil.
Al consolidarse como el primer bloque no convencional en superar la barrera de los seis dígitos en barriles diarios, el yacimiento no solo valida el potencial geológico de la cuenca neuquina, sino que ratifica la eficiencia operativa alcanzada mediante la curva de aprendizaje acumulada por ambas compañias, socias desde 2013 en lo que se considera el bloque fundacional de la formación.
Este desempeño posiciona al área como el principal productor de petróleo del país, traccionando el crecimiento de las exportaciones y la generación de divisas. El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, destacó el logro como parte del desarrollo del Plan 4×4, para lo cual la compañía orientó sus esfuerzos hacia la maximización de la rentabilidad y la aceleración de la producción en las zonas de mayor productividad.
La implementación de nuevas tecnologías de fractura y la mejora en la logística de arena y agua permitieron reducir los costos operativos, logrando que cada etapa de completación sea más ágil y sustentable. Este enfoque de modo factoría garantiza que el incremento en los barriles diarios se traduzca en una operación competitiva a nivel global.
Genneia, empresa líder en generación de energías renovables en Argentina, anunció el regreso de Jorge Brito como presidente de su Directorio.
Brito, quien ya ha desempeñado este cargo entre diciembre de 2015 y abril de 2022, retoma la conducción de la compañía, continuando con el proceso de crecimiento y fortalecimiento de la posición de Genneia como el actor principal en la generación de energía limpia, tanto eólica como solar, destacó un comunicado de la compañía.
Junto a sus nuevas responsabilidades en Genneia, Jorge Brito continúa desempeñándose como presidente del Directorio del Banco Macro, cargo que ocupa desde marzo de 2023.
En fecha reciente, Genneia puso en operación el Parque Solar San Rafael, superando de esta manera los 1.500 MW de potencia instalada renovable y consolidando su liderazgo en el sector. Con sus 8 parques eólicos y 6 solares en funcionamiento, la empresa lleva una inversión acumulada superior a U$S 1.600 millones desde 2016.
Asimismo, la compañía se posiciona también como el principal emisor de bonos verdes del país, con más de U$S 1.280 millones emitidos hasta la fecha.
Continuidad y Visión Estratégica
Genneia lidera el sector con una capacidad instalada que la posiciona a la vanguardia de la industria, operando los parques eólicos y solares más importantes del territorio nacional.
Jorge Brito destacó que “es un orgullo volver a presidir una compañía que es emblema de la energía del futuro en nuestro país. Nuestro foco seguirá puesto en la innovación, la sostenibilidad y en continuar ampliando nuestra matriz renovable para acompañar el crecimiento de la industria argentina”.
Con este cambio en la presidencia, Genneia reafirma su objetivo de abastecer a la industria nacional y al sistema con energía limpia, eficiente y competitiva, se indicó.
Genneia es compañía líder en la provisión de soluciones energéticas sustentables en Argentina, con un 20 % del total de la potencia instalada, alcanzando el 21 % de la generación de energía eólica y el 12 % de la solar. La reciente entrada en operación del Parque Solar San Rafael en Mendoza, junto con la puesta en marcha del Parque Solar Anchoris y la inauguración del Parque Eólico La Elbita en la provincia de Buenos Aires, ha elevado la capacidad total de energía renovable de Genneia a más de 1.540 MW.
Con sus parques eólicos Rawson, Trelew, Madryn, Chubut Norte, Villalonga, Pomona, Necochea y La Elbita, Genneia cuenta con una capacidad total de 945 MW en energía eólica. Actualmente, la compañía avanza con la construcción del Parque Solar San Juan Sur, con una capacidad de 130 MW, ubicado en la provincia de San Juan.
Con sus seis parques solares en operación —Ullum, Sierras de Ullum, Tocota III, Malargüe I, Anchoris y la reciente incorporación de San Rafael (140 MW) — Genneia alcanza un total de 630 MW de capacidad instalada en energía solar.
https://www.genneia.com.ar/
Acerca de Jorge Brito Jorge Brito fue elegido presidente del Directorio de Banco Macro en marzo del 2023, y también es accionista de Inversora Juramento S.A.
Fue presidente del Club Atlético River Plate entre el 2021 y 2025. Además, fue presidente de ADEBA (Asociación de Bancos Argentinos) durante el 2017 y 2018, asociación de la que ahora es vicepresidente primero. También fue presidente del Directorio de Macro Securities entre 2013 y 2022.
El desarrollo del proyecto Vaca Muerta Oil Sur registra un ritmo de ejecución que permitirá al país contar con una nueva terminal exportadora, oeprativa desde fines de 2026 o comienzos de 2027. Las imágenes satelitales permiten observar cómo la fisonomía de Punta Colorada fue mutando desde que comenzaron las primeras obras de despeje del terreno hasta la actualidad.
Las capturas aéreas reflejan la evolución del área del proyecto en Punta Colorada entre diciembre 2024 y enero 2026, utilizando imágenes satelitales Sentinel-2 Explorer y la herramienta Animate de ArcGIS. En ellas se distinguen con claridad los tanques de almacenamiento en proceso de montaje. Estas estructuras, que en conjunto albergarán 720 millones de litros de crudo, representan el corazón operativo del sistema.
Evolución del área del proyecto entre diciembre 2024 y enero 2026, con imágenes satelitales Sentinel-2 Explorer y la herramienta Animate de ArcGIS.
Las imágenes permiten incluso advertir el avance en las obras civiles del proyecto Vaca Muerta Oil Sur y los caminos internos y los principales sistemas del complejo, los que configuran una trama industrial que ya ocupa un lugar central en el paisaje costero de la provincia.
La terminal no es un elemento aislado, sino el punto de llegada de una traza de 437 kilómetros de oleoducto que nace en Allen. El hito técnico alcanzado en noviembre, con la finalización de la última soldadura automática, marca el inicio de una nueva fase que es la de pruebas hidráulicas y el montaje final de instalaciones de superficie.
Vaca Muerta Oil Sur: comenzaron las obras del cruce del Río Negro
Actualmente, las contratistas Techint-Sacde que tienen a su cargo las obras del oleoducto, avanzan en estos primeros días del año con el proceso que permitirá el cruce especial del Río Negro, el mayor desafío de toda la traza, ya que implica extender el ducto unos 30 metros por debajo del cauce mediante la técnica de Cruce Horizontal Dirigido.
Comparativa visual del “antes y después” del proyecto, con imágenes Sentinel-2 Explorer integradas en ArcGIS Living Atlas.
La progresión de las imágenes coincide con el incremento de la actividad laboral en la zona, y se proyecta que para el bimestre marzo-abril de 2026, la obra alcance su pico máximo de ocupación con 1.600 trabajadores en terreno, de acuerdo a estimaciones de la provincia de Río Negro.
Con una inversión que ronda los U$S 3.000 millones, la infraestructura está diseñada para una evolución escalonada, la obra tiene una proyección de capacidad y de exportación inicial de 180.000 barriles diarios para fines de 2026, para el segundo semestre 2027 se anticipa un salto a 390.000 barriles diarios y la tercera fase tiene una proyección final de 550.000 barriles diarios.
YPF inauguró en la ciudad de Pinamar su primera estación móvil, un modelo innovador que se traslada según la demanda estacional, pensada para clientes que buscan agilidad y una experiencia 100 % tecnológica, operada y asistida en tiempo real desde el RTIC de Comercialización.
La implementación de este nuevo formato se enmarca en la Resolución 504/2025 de la Secretaría de Energía, que reglamenta el Decreto 46 de enero del 2025 y establece un nuevo marco regulatorio para el abastecimiento de combustibles. En este contexto, YPF avanza con el desarrollo de las estaciones de cercanía móviles, siendo la primera compañía en inaugurar una unidad bajo esta normativa.
Ubicada en Av. Libertador, entre Selene y Poseidón, esta primera estación permite abastecer hasta dos vehículos en simultáneo y cuenta con un módulo FULL autónomo.
Ofrece exclusivamente combustibles premium, con foco en brindar una experiencia ágil, tecnológica y diferencial para los usuarios.
La inauguración contó con la presencia del intendente de Pinamar, Juan Manuel Ibarguren; el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín; el vicepresidente Ejecutivo Midstream y Downstream, Mauricio Martín; y otras autoridades del municipio y de la compañía.
“Sabemos que en el verano los destinos turísticos necesitan más y mejor servicio, y esta estación viene a dar respuesta a eso. Queremos que las familias que viajan, los vecinos y quienes visitan la zona encuentren en YPF un lugar confiable, con buena atención y combustibles de calidad. Es parte del camino que estamos recorriendo para estar cada vez más cerca de nuestros clientes”, destacó Marín.
Con esta apertura, YPF suma infraestructura estratégica en la Costa Atlántica y continúa desarrollando soluciones innovadoras para acompañar a sus clientes en los principales destinos del país.
Beneficios de verano para socios ServiClub
Como parte de la temporada de verano 2026, YPF lanzó beneficios exclusivos para socios ServiClub en paradores turísticos de la Costa Atlántica y otros puntos del país como Villa Carlos Paz y Bariloche.
Los socios pueden canjear 500 puntos ServiClub y obtener $ 20.000 de descuento en gastronomía, servicios de playa, estacionamiento, actividades recreativas y más, en paradores seleccionados de Pinamar, Cariló, Costa Esmeralda, Mar del Plata, Chapadmalal, Bariloche y Villa Carlos Paz.
Además, habrá activaciones especiales durante la temporada, como el trailer con simuladores en puntos clave de la Costa, presencia de FULL en balnearios y el Teatro Tronador de Mar del Plata.
El detalle completo de paradores y condiciones se pueden consultar en APP YPF.
Jorge Brito ya se había desempeñado este cargo entre diciembre de 2015 y abril de 2022
Genneia, la empresa dedicada a la generación de energías renovables en la Argentina, anunció el regreso de Jorge Brito como presidente de su Directorio.
“Brito, quien ya ha desempeñado este cargo entre diciembre de 2015 y abril de 2022, retoma la conducción de la compañía, continuando con el proceso de crecimiento y fortalecimiento de la posición de Genneiacomo el actor principal en la generación de energía limpia, tanto eólica como solar”, aseguraron desde la compañía.
Junto a sus nuevas responsabilidades en Genneia, Jorge Brito continúa desempeñándose como presidente del Directorio del Banco Macro, cargo que ocupa desde marzo de 2023.
Recientemente, Genneia puso en operación el Parque Solar San Rafael, superando de esta manera los 1.500 MW de potencia instalada renovable y consolidando su liderazgo en el sector.
Con sus 8 parques eólicos y 6 solares en funcionamiento, la empresa lleva una inversión acumulada superior a US$ 1.600 millones desde 2016. A su vez, la compañía se posiciona hoy también como el principal emisor de bonos verdes del país, con más de US$1.280 millones emitidos hasta la fecha.
Jorge Brito: Continuidad y visión estratégica en energías renovables
Genneia actualmente lidera el sector con una capacidad instalada que la posiciona a la vanguardia de la industria, operando los parques eólicos y solares más importantes del territorio nacional.
«Es un orgullo volver a presidir una compañía que es emblema de la energía del futuro en nuestro país. Nuestro foco seguirá puesto en la innovación, la sostenibilidad y en continuar ampliando nuestra matriz renovable para acompañar el crecimiento de la industria argentina», señaló Jorge Brito.
“Con este cambio en la presidencia, Genneia reafirma su objetivo de abastecer a la industria nacional y al sistema con energía limpia, eficiente y competitiva”, concluyeron desde la empresa.
Red Eléctrica España (REE) ha puesto en evidencia 78 nudos de la red de transporte donde se activará el procedimiento de concurso de capacidad de acceso de demanda. De estos puntos críticos, 46 pertenecen a redes de 220 kV y 32 a redes de 400 kV, en función de su tensión nominal.
El análisis regional permite identificar a Andalucía como la comunidad con mayor concentración, con 19 nudos afectados. Le siguen Castilla y León (11), Aragón (10) y Castilla-La Mancha (9), mientras que la Comunidad de Madrid y Extremadura presentan 7 nudos cada una. También aparecen en el listado Cataluña (5), Galicia (4), y en menor medida País Vasco, Comunidad Valenciana y Murcia, con 2 nudos cada una.
La publicación, fechada el 15 de diciembre de 2025, se realiza en aplicación de los artículos 20 bis y 20 quater del Real Decreto 1183/2020, que regula el acceso y conexión a las redes eléctricas de transporte y distribución en España.
Según lo dispuesto, cuando en un mismo nudo concurren múltiples solicitudes de acceso sin capacidad técnica suficiente para atenderlas de forma simultánea, se debe activar un concurso competitivo para adjudicar la capacidad disponible de forma objetiva y transparente. En tanto que la identificación pública de estos nudos marca un paso en la organización técnica y regulatoria del sistema eléctrico ante la creciente presión de nuevas solicitudes de consumo intensivo.
La medida no solo identifica los puntos donde la red está más comprometida, sino que lanza una señal directa a promotores industriales, operadores logísticos y desarrolladores de proyectos de electromovilidad, hidrógeno verde o almacenamiento, sobre dónde deben prepararse para competir por capacidad.
En este contexto, Abelrado Reinoso, destacó la necesidad de habilitar posiciones disponibles en subestaciones, permitir el uso compartido entre demanda y generación, flexibilizar los criterios de acceso, y priorizar proyectos con mayor madurez técnica y financiera. También apuntó que figuras como el acceso flexible, recientemente introducido en la Circular 1/2024, pueden aportar soluciones si se aplican correctamente: “Lo importante es que se entienda que no toda la potencia se necesita 24/7, y que el sistema pueda valorarlo”, explicó.
El documento publicado por REE especifica que “se muestran los nudos de la red de transporte en los que el Operador del Sistema ha informado de que concurren las circunstancias para celebrar un concurso de acceso de demanda”, y detalla con precisión la fecha de comunicación, tensión del nudo y ubicación geográfica.
Para el sector energético, este nuevo mapa no es solo una declaración técnica, sino que puede funcionar como una guía estratégica para tomar decisiones sobre ubicación de plantas, inversiones en eficiencia eléctrica y desarrollo de proyectos industriales. A su vez, permite prever la competencia regulatoria por el acceso a una red limitada, lo cual tiene impacto en los calendarios de puesta en marcha y viabilidad de nuevas iniciativas.
Uno de los aspectos más destacados fue la celeridad inédita del proceso, posible gracias a que los proyectos seleccionados fueron declarados estratégicos, lo que habilita cronogramas definidos para permisos y construcción.
“El proceso de permisos e interconexión que antes tomaba dos años, lo comprimieron en dos meses. Eso da muchísima certeza a quien financia, a quien construye y a quien compra la energía”, señaló Alejandro Robles,director de MRS Sustentables, en diálogo con EnergíaEstratégica.
Con este precedente, anticipa que habrá un mayor interés del sector privado en la nueva etapa. “Va a ser muy interesante esta segunda vuelta. Hay jugadores fuertes que quisieron ver cómo se daba la cosa, y ahora se van a animar. Y si se incorporan mejoras, puede ser aún más potente”, planteó.
No obstante, Robles apuntó que para consolidar este esquema y ampliar su impacto será clave introducir mayor flexibilidad en aspectos técnicos, económicos y regulatorios.
“Sería deseable tener una mayor flexibilidad en las convocatorias, en especial en lo que respecta a dónde interconectarte. Que, por ejemplo, te digan: ‘necesito energía en la zona Occidental’, y que además te anticipen el costo de los refuerzos macro, aunque sea aproximado. Así podés ver cómo optimizar tu proyecto para sacarlo adelante”, sostuvo. A su juicio, la falta de esa información limita la planificación eficiente y restringe la participación de nuevos actores.
“Esto es un proceso dinámico, es una nueva ley, un nuevo sector. Creo que todos vamos a ir aprendiendo con el tiempo. Y para eso, los instrumentos regulatorios también tienen que empezar a incorporar cierta flexibilidad”, remarcó. También sugiere que se permita postular tecnologías distintas a las previstas para ciertas regiones, siempre que estén técnica y económicamente justificadas.
Lejos de plantear una baja en los estándares, Robles aclaró que este pedido apunta a mejorar el alcance del esquema sin afectar su rigor. Por el contrario, destaca que la primera convocatoria sirvió como un filtro que elevó la calidad del mercado. “Solo entran los proyectos serios. Necesitás tener terrenos arrendados, estudios de interconexión avanzados, la manifestación de impacto ambiental y social presentada… y además, poder asumir refuerzos que cuestan cientos de millones de pesos”, puntualizó.
Otro eje relevante fue la incorporación obligatoria de almacenamiento. Todos los proyectos debieron integrar baterías equivalentes al 30% de su capacidad nominal, con tres horas de respaldo para solar y cuatro para eólica. Como resultado, se prevé la instalación de entre 3 y 4 GWh. “El almacenamiento ya no es opcional. Llegó, se va a instalar y será parte de la estructura del sistema eléctrico en México”, afirmó.
Más allá de los proyectos adjudicados, Robles observa una reactivación transversal en el ecosistema energético. Aumentaron las solicitudes de generación distribuida por parte de industrias, especialmente para instalaciones menores a 20 MW.
Además, proveedores de equipos, firmas de ingeniería, consultores financieros y operadores O&M ya comenzaron a movilizarse. “Esto está activando el ecosistema. Va a haber empleos bien remunerados, actividad para proveedores, técnicos y reclutadores”, indicó.
Por último, señala que aún resta completar aspectos normativos clave. Si bien la Ley del Sector Eléctrico se publicó en marzo y en octubre se presentó el nuevo reglamento, todavía falta actualizar manuales de interconexión, reglas de mercado y disposiciones técnicas.
“Falta que todos tengan muy claro cuál es la película. Pero las señales han sido muy positivas”, concluyó.
El almacenamiento se consolida como una palanca clave para mejorar la rentabilidad de los proyectos solares en España. Según estimaciones de AleaSoft, la integración de baterías puede aumentar los ingresos hasta en un 40%, al permitir a las plantas operar de forma más estratégica, maximizando valor en un mercado cada vez más volátil.
“Al integrar baterías, la planta pasa a una estrategia mucho más activa, basada en arbitraje, gestión del riesgo y captura de volatilidad. El perfil de ingresos cambia radicalmente: menos dependencia de las horas solares canibalizadas, mayor exposición a precios altos en horas punta y una combinación de ingresos más diversificada y estable en el tiempo», aseguró Antonio Delgado Rigal, CEO de Aleasoft.
«En la práctica, el almacenamiento convierte a la planta solar en un activo gestionable, con más resiliencia frente a cambios de mercado y mayor bancabilidad”, agregó en diálogo con Energía Estratégica.
Este nuevo enfoque no responde solo a una mejora operativa y económica, sino a un cambio estructural en el funcionamiento del mercado mayorista español. Si bien el precio medio ha registrado niveles contenidos en los últimos meses, el comportamiento real del mercado está marcado por una volatilidad horaria e interdiaria creciente, producto del avance renovable, la débil evolución de la demanda y unas interconexiones aún limitadas en España.
“El mercado ha entrado en una fase en la que el precio medio ya no es el principal mensaje; lo relevante es la dispersión de precios por horas y días”, subrayó Delgado Rigal.
En este escenario, las horas centrales del día concentran una sobreoferta fotovoltaica que hunde los precios, mientras que los momentos sin sol ni viento siguen dominados por los ciclos combinados de gas, empujando los precios al alza.
Consultado sobre qué indicadores deben mirar con más atención los desarrolladores para anticiparse a los cambios de mercado, Delgado Rigal apuntó que ya no basta con observar el precio medio del pool. En su lugar, recomienda enfocarse en la forma del precio horario y su volatilidad, elementos que definen el verdadero valor de un proyecto.
“Ahí es donde se genera, o se destruye, valor”, sostuvo el CEO de AleaSoft, quien subrayó la relevancia de analizar los spreads horarios y estacionales, la correlación entre precios y producción renovable, así como la evolución de las horas en que casan las centrales de gas, por ser estas las que determinan los picos de precio.
Para poder operar en un entorno con tanta dispersión horaria y dependencia de condiciones variables, Delgado Rigal insiste en que no alcanza con tener una visión estática o puntual del mercado. Es indispensable contar con previsiones horarias y cuartohorarias a largo plazo, con probabilidades asociadas, que permitan evaluar diferentes escenarios, anticipar riesgos y definir estrategias realistas.
Esta necesidad se vuelve especialmente crítica en proyectos de hibridación y almacenamiento, donde el valor económico depende del encaje preciso entre generación, precios y flexibilidad.
“En un mercado cada vez más complejo, estas métricas y previsiones avanzadas son las que permiten anticiparse a los cambios y diseñar proyectos realmente viables en el tiempo”, enfatizó.
Delgado Rigal destaca que los sistemas de almacenamiento no solo ayudan a suavizar los precios horarios, sino que también “aportan servicios de ajuste y control, de modo que se necesitarán menos ciclos combinados funcionando solo para garantizar el control de tensión y la estabilidad de la red”.
No obstante, enfatiza en que para que el almacenamiento sea verdaderamente rentable se necesitan marcos regulatorios que remuneran explícitamente la flexibilidad y los servicios al sistema, más allá del mercado de energía.
“Se necesita una retribución explícita por la flexibilidad y los servicios al sistema: capacidad, regulación de frecuencia, control de tensión, servicios locales de red”, afirmó el CEO de AleaSoft, destacando que sin señales claras de regulación a largo plazo, gran parte del valor potencial de estos activos puede quedar sin capturar.
En un mercado cada vez más impredecible, AleaSoft se posiciona como un facilitador estratégico clave para utilities, comercializadoras, fondos de inversión y desarrolladores. A través de escenarios de precios, demanda y producción renovable, la empresa proporciona herramientas que permiten estructurar PPAs, evaluar riesgos, optimizar carteras y mejorar la bancabilidad de los proyectos.
“Nuestro papel no es decir qué decisión tomar, sino poner números, probabilidades y coherencia de mercado a cada alternativa, de forma que cada agente pueda decidir con mayor visibilidad y confianza en el largo plazo”, explicó el ejecutivo.
Para ello, la compañía utiliza AleaModel, un sistema de previsión propio diseñado específicamente para el sector energético. El modelo combina una estructura estadística tipo SARIMA de Box-Jenkins con redes neuronales artificiales, lo que le permite capturar la estacionalidad, la dinámica temporal y las relaciones entre variables del mercado.
“El modelo ajusta de manera dinámica los parámetros, lo que convierte a AleaModel en un sistema adaptativo capaz de reaccionar rápidamente a cambios de tendencia y contexto”, resalta el CEO.
En ese contexto, el Future Energy Summit (FES) Iberia – Renewables & Storage 2026 aparece como uno de los espacios más relevantes para debatir estas cuestiones de almacenamiento y precios de energía. El encuentro, que se realizará el 12 de febrero de 2026 en Madrid, reunirá a reguladores, decisores empresariales y líderes tecnológicos para abordar desafíos y oportunidades en torno al almacenamiento, la integración renovable, los nuevos modelos de negocio y la evolución de los mercados energéticos en la Península Ibérica.
La participación de fuentes renovables en la capacidad instalada eléctrica de América Latina y el Caribe alcanza ya el 65 %, una cifra histórica.
Sin embargo, eso no significa que las renovables generen esa misma proporción de energía en tiempo real. La diferencia entre capacidad instalada y generación efectiva sigue siendo una de las brechas técnicas más relevantes del sistema eléctrico regional.
Según el informe de monitoreo del mercado eléctrico regional, en junio de 2025 la generación renovable llegó al 71 % del total, con la hidroeléctrica aportando el 51 %. Pero en julio —en temporada seca— ese índice cayó al 65 % o menos.
Esta variación estacional revela que, en ciertos momentos del año, el sistema necesita seguir recurriendo a tecnologías fósiles como el gas o el fuel oil para garantizar el suministro.
Para Antonio S.R. López, CEO de A&M TECHNOLOGY, esa diferencia entre instalación y generación es estructural.
“No siempre es lineal el dato de capacidad instalada con el de generación aportada al sistema”, explicó, y subrayó que las brechas más urgentes están en la falta de almacenamiento, la escasa flexibilidad operativa y la necesidad de contar con pronósticos de recursos más precisos.
También advirtió que la infraestructura de transmisión actual necesita ser reforzada para sostener altos niveles de generación renovable en todas las condiciones climáticas.
La exposición a los combustibles fósiles tampoco se ha superado en términos económicos. El precio spot de la electricidad continúa anclado a las tecnologías térmicas, especialmente en momentos de baja generación renovable, congestiones regionales o picos de demanda. Si bien las renovables ayudan a amortiguar la volatilidad, aún no logran desacoplar completamente el precio eléctrico del gas y el fuel oil.
Según se detalla en el informe regional, para lograr un verdadero desacoplamiento se requiere más capacidad de almacenamiento, una red más flexible, mejoras en la transmisión regional y mercados de servicios complementarios que valoren adecuadamente los atributos técnicos de las renovables.
2026: año de inflexión para la operación del sistema
Las proyecciones de demanda hacia 2026 plantean un nuevo desafío para el sistema eléctrico regional. Aunque se espera que el crecimiento de la generación provenga mayoritariamente de renovables, la falta de soluciones estructurales como el almacenamiento y la flexibilidad puede convertir este escenario en un cuello de botella operativo.
Así lo advirtió López: “El impulso principal será la expansión renovable, pero sin almacenamiento ni flexibilidad, la operación no podrá sostenerse”.
La integración regional, a través del Mercado Eléctrico Regional (MER), podría ser una herramienta clave para enfrentar estos retos. El MER ya permite optimizar el despacho, reducir costos y reforzar la seguridad energética mediante el intercambio entre países. Sin embargo, su arquitectura actual no está diseñada para gestionar la variabilidad de fuentes intermitentes.
A nivel operativo, aún se necesitan ajustes normativos que permitan incorporar servicios auxiliares, mejorar los mecanismos de despacho y abrir la participación a recursos distribuidos. Las renovables han ampliado el potencial de integración energética regional, pero la capacidad limitada de la red de transmisión es hoy un freno para absorber grandes flujos variables.
El ejecutivo fue enfático al respecto: el diseño del mercado necesita adaptarse para que los recursos renovables puedan ser plenamente integrados, no solo a nivel técnico sino también comercial y económico. De lo contrario, los logros en capacidad instalada podrían verse comprometidos por restricciones estructurales no resueltas.
Las nuevas operadoras toman posesión de las hidroeléctricas del Comahue en Argentina, asumiendo la gestión sin interrupciones en la operación, el despacho y la comercialización de energía dentro del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), garantizando la continuidad plena del servicio mientras se completan los procedimientos administrativos definitivos, conforme el régimen transitorio establecido por la Secretaría de Energía del Ministerio de Economía de la Nación.
Las empresas adjudicatarias que asumieron la posesión son:
Edison Inversiones S.A.U. (Alicurá y Cerros Colorados),
BML Inversora S.A.U. (El Chocón),
Central Puerto S.A. (Piedra del Águila).
La Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA) inició de manera simultánea las adecuaciones necesarias en programación, despacho, liquidaciones, registración y garantías, asegurando una transición ordenada y sin impactos sobre la operación del sistema eléctrico nacional.
Además de la oferta económica ya abonada al Estado Nacional, los adjudicatarios deberán realizar un rebumping integral de las centrales: un conjunto de obras de modernización, renovación y actualización tecnológica estimado en alrededor de USD 400 millones, destinado a extender la vida útil de los equipos, mejorar la eficiencia y elevar los estándares de seguridad operativa de los complejos hidroeléctricos. Estas inversiones forman parte de las obligaciones contractuales que deberán ejecutar en los próximos años.
Las nuevas concesionarias cuentan con 30 días corridos desde la toma de posesión para completar la documentación final requerida.
La toma de posesión marca un hito decisivo en la reorganización y modernización del sistema hidroeléctrico del Comahue, ya que asumen el compromiso de garantizar una operación segura, eficiente y sostenible, fortaleciendo la seguridad energética del país y consolidando un esquema de gestión basado en reglas claras, previsibilidad e inversión de largo plazo.
El Gobierno de España asumió la Vicepresidencia de la 16ª Asamblea de la Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA), que se celebra del 10 al 12 de enero en Masdar, Abu Dabi (Emiratos Árabes Unidos).
España, representada por la vicepresidenta tercera y ministra para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, Sara Aagesen, y encabezada en terreno por el secretario de Estado de Energía, Joan Groizard, ocupará un rol estratégico durante todo el año 2026 dentro de esta entidad internacional dedicada a impulsar la transición energética global.
“El liderazgo de España en IRENA refleja nuestro compromiso con el multilateralismo, las energías renovables y la cooperación internacional como herramientas para garantizar un desarrollo justo, sostenible y con impacto socioeconómico positivo”, señaló Aagesen.
El anuncio coincide con la noticia de la retirada de Estados Unidos de varios foros multilaterales, incluida IRENA, decisión que el Gobierno español lamentó y calificó como un retroceso en los esfuerzos globales contra el cambio climático y por la seguridad energética.
Compromisos estratégicos y programa de trabajo 2026–2027
Durante la Asamblea, España financiará el programa de trabajo 2026–2027 de la Asociación para el Avance de las Energías Renovables en América Latina (PARLA), un plan que busca fortalecer capacidades técnicas y políticas, impulsar la expansión de infraestructuras y promover la bioenergía sostenible, entre otros objetivos clave.
El país aportará 250.000 dólares anuales para hacer viable este programa, que incluye foros regionales de formación y apoyo técnico a gobiernos y actores locales.
Además, en su intervención, Groizard reafirmará la necesidad de acelerar la transición energética como respuesta directa a la crisis climática y motor de crecimiento económico global.
España llega a esta Asamblea en un momento de liderazgo energético tangible: en 2025, las energías renovables cubrieron el 57% de la demanda eléctrica nacional, reforzando la seguridad energética y la autonomía del país frente a crisis geopolíticas o volatilidad de mercados.
El enfoque estratégico de IRENA para esta edición —que bajo el lema “Powering Humanity: Renewable Energy for Shared Prosperity” reunirá a líderes globales en Masdar— subraya la urgencia de acelerar soluciones renovables a escala mundial para promover prosperidad compartida, equidad energética y resiliencia climática
Río Negro cerró 2025 con 134 Usuarios-Generadores (UGER) conectados a la red y una valorización estimada de $50 millones por energía inyectada. La Secretaría de Energía y Ambiente y el EPRE impulsaron una mesa técnica para ordenar reglas y facilitar nuevos trámites.
La Secretaría de Energía y Ambiente de Río Negro presentó el balance 2025 del sistema de Generación Distribuida, una herramienta que permite a hogares, comercios, pymes e instituciones producir su propia electricidad con fuentes renovables e inyectar excedentes a la red.
Según un informe técnico de la Gerencia de Seguridad Pública y Calidad de Servicio, la Provincia cuenta hoy con 134 UGER, de los cuales 45 son monofásicos y 89 trifásicos. Durante 2025, el excedente inyectado por estos usuarios representó una valorización aproximada de $50 millones.
La evolución del año muestra un crecimiento sostenido ya que en abril de 2025, registros del EPRE indicaban 102 usuarios generadores activos y 8 en proceso de conexión, con mayor concentración en Cipolletti, General Roca y San Carlos de Bariloche.
El Gobierno Provincial conformó una Mesa de Generación Distribuida con participación de las tres distribuidoras provinciales, instaladores y cámaras, la Secretaría de Energía y Ambiente y el EPRE.
“Durante 2025 se conformó una mesa de generación distribuida donde elaboramos un borrador de Requerimientos técnicos para la conexión en las redes de distribución, enviado a la Asociación Electrotécnica Argentina (AEA) y la Cámara Argentina de Energías Renovables (CADER) para recibir observaciones de organismos especializados”, detalló la Ing. Mara Santarelli, responsable de la Gerencia de Seguridad Pública y Calidad de Servicio.
Facilitar el acceso: menos trabas para equipos menores a 30 kW
Entre los avances que se proyectan a partir de la consolidación normativa, se apunta a simplificar el acceso para usuarios menores a 30 kW, favoreciendo más conexiones residenciales y comerciales.
Se prevé que, con la sanción y difusión del marco, no sea necesario modificar el pilar domiciliario en casos donde esté en condiciones y cumpla requisitos vigentes, incorporando un “corte visible” como parte de la instalación, lo que reduce tiempos y costos de adecuación.
De cara a 2026, la Provincia anticipó una hoja de ruta en etapas para fortalecer el sistema: “Se prevé para el 2026 terminar con la mencionada reglamentación y avanzar en una segunda etapa del procedimiento administrativo, con plazos, multas por incumplimiento, modelo de contrato de conexión, y una tercera etapa de reglamentación comercial, para definir facturación y cesión de créditos, entre otros puntos”, indicó Santarelli.
El crecimiento de la generación distribuida también se expresa en el sector público. En junio de 2025, Transcomahue fue habilitada como UGER en su sede técnica de Cipolletti, con 60 paneles y 30 kW, cubriendo aproximadamente la mitad del consumo del edificio.
En paralelo, la Provincia avanza en la instalación del primer parque solar comunitario que estará emplazado en el Valle Medio, junto con el desarrollo de las reglamentaciones necesarias para su implementación, como una nueva etapa de democratización del acceso a energía renovable.
Con la mirada puesta en ampliar el acceso a los servicios básicos en toda la provincia, el gobernador Rolando Figueroa confirmó que la planta de Gas Licuado de Petróleo (GLP) de Los Miches será trasladada a Moquehue ya que Hidrocarburos del Neuquén S.A. (HIDENESA) llegó con la red de gas natural a esa localidad del norte neuquino.
El presidente de HIDENESA, Raúl Tojo, brindó precisiones sobre la logística que se desplegará en las próximas semanas: aprovecharán las condiciones climáticas favorables para el movimiento de equipos en la zona cordillerana.
“No se trata solo de mover una estructura; es una medida estratégica que nos permite optimizar los recursos del Estado para llevar el servicio a más familias. El operativo incluye el desarme técnico en Los Miches y el traslado inmediato a Moquehue para iniciar el montaje”, explicó Tojo.
El año pasado el gobernador Figueroa otorgó un aporte de capital de 2.198 millones de pesos a HIDENESA para financiar la ampliación de la red de gas domiciliaria en Moquehue.
El proyecto contempla la instalación de 12.000 metros lineales de cañería de polietileno. Esta extensión de la red permitirá que 500 nuevos usuarios accedan por primera vez al servicio de GLP, mejorando sustancialmente la calidad de vida en la zona cordillerana y fortaleciendo el desarrollo turístico y residencial.
Obras para el equilibrio territorial
Además del traslado a Moquehue, donde ya está definido el predio y comenzaron los trabajos preliminares, el titular de la empresa pública provincial destacó que la agenda de trabajo para los meses estivales es intensa en todo el territorio.
HIDENESA continuará ejecutando tendidos de red y mejoras de servicio para llegar en sucesivas etapas a la Comunidad Antiñir Pilquiñán, Los Carrizos, Las Ovejas, Manzano Amargo y Varvarco.
Con este avance, la provincia busca reducir la brecha de infraestructura en el interior, garantizando que el recurso energético llegue de manera eficiente a las comunidades que más lo necesitan.
La Municipalidad de Plottier, a través de su Subsecretaría de Medio Ambiente, junto con la empresa CAPEX S.A., anunciaron la convocatoria a una Audiencia Pública destinada a debatir el proyecto “Parque Solar”. Esta iniciativa busca impulsar el desarrollo de energías renovables en la región, promoviendo la participación ciudadana.
Los ciudadanos interesados tienen la posibilidad de inscribirse como expositores para expresar sus opiniones o bien realizar consultas directamente en la Subsecretaría de Medio Ambiente. Además, se han puesto a disposición copias del Estudio de Impacto Ambiental, con el objetivo de que vecinos y organizaciones puedan informarse adecuadamente y preparar sus intervenciones.
Este espacio de diálogo se presenta como una oportunidad para que la comunidad conozca en detalle los alcances del proyecto, plantee inquietudes y participe activamente en la toma de decisiones relacionadas con el futuro energético local.
El evento se llevará a cabo el lunes 9 de febrero,a las 10.30 hs. en la Quinta Los Trinos (Olascoaga 375, Plottier).
YPF dio un paso innovador en la Costa Atlántica al inaugurar en Pinamar la primera estación de servicio móvil del país, diseñada para atender la demanda estacional de destinos turísticos con una experiencia 100% tecnológica.
Este nuevo modelo, el primero de cuatro que la petrolera estatal tiene previsto implementar, se caracteriza por su movilidad y capacidad para abastecer hasta dos vehículos simultáneamente con combustibles premium. La estación está equipada con un módulo FULL autónomo y es operada y monitoreada en tiempo real desde el Real Time Intelligence Center (RTIC) de Comercialización de YPF.
La ubicación elegida para esta innovación es Avenida Libertador, entre Selene y Poseidón, en Pinamar, uno de los destinos más concurridos durante la temporada estival. Esta iniciativa se enmarca en la Resolución 504/2025 de la Secretaría de Energía de la Nación, que regula el abastecimiento de combustibles y permite la operación de estaciones móviles bajo un nuevo marco normativo.
En el acto de inauguración participaron autoridades locales como el Intendente Juan Manuel Ibarguren, junto a ejecutivos de YPF, entre ellos Horacio Marín, CEO de la empresa, y Mauricio Martín, vicepresidente Ejecutivo Midstream y Downstream. También estuvieron presentes el secretario de Turismo, Daniel Scioli, y el diputado nacional Cristian Ritondo.
Horacio Marín explicó que “en el verano los destinos turísticos necesitan más y mejor servicio, y esta estación viene a dar respuesta a eso. Queremos que las familias que viajan, los vecinos y quienes visitan la zona encuentren en YPF un lugar confiable, con buena atención y combustibles de calidad”.
Este lanzamiento fortalece la infraestructura de YPF en la Costa Atlántica y se integra a una estrategia que prevé diferentes tipos de estaciones para atender las variadas necesidades del mercado. Marín había anticipado que durante 2026 la empresa abrirá cuatro modelos de estaciones, desde la premium o black, asociada a un acuerdo con McDonald’s, hasta la móvil, ideal para ubicaciones con alta estacionalidad o eventos especiales como Expoagro.
Además, durante la inauguración se reafirmó la alianza estratégica entre YPF y el Automóvil Club Argentino (ACA), vigente desde 1936. César Carman, presidente del ACA, destacó que esta colaboración ha impulsado el desarrollo de una red federal de estaciones que actualmente incluye 190 puntos ACA integrados a la red de YPF, la más extensa del país con aproximadamente 1.650 estaciones.
Carman subrayó que la llegada de las estaciones móviles representa “un momento de modernización y transformación que no se veía hace años” y resaltó la vocación de servicio que comparten ambas instituciones para responder a las necesidades de las nuevas generaciones de viajeros.
Para la temporada de verano 2026, YPF también lanzó beneficios exclusivos para socios ServiClub en distintos paradores turísticos de la Costa Atlántica, Villa Carlos Paz y Bariloche. Los usuarios pueden canjear 500 puntos ServiClub para obtener descuentos de hasta $20.000 en gastronomía, servicios de playa, estacionamiento y actividades recreativas en lugares seleccionados, con activaciones especiales en puntos clave durante la temporada.
El detalle de los paradores y condiciones está disponible en la aplicación oficial de YPF, facilitando a los usuarios acceder a estas promociones durante sus vacaciones.
En un mensaje cargado de hostilidad y con tono de ultimátum, el presidente de los Estados Unidos, Donald Trump, anunció este domingo el cese total de la asistencia petrolera y financiera que Venezuela enviaba a Cuba. A través de su red social Truth Social, el mandatario advirtió que la protección militar norteamericana sobre Caracas anula cualquier influencia de la isla en territorio venezolano.
El giro en la política energética regional ocurre tras la captura de Nicolás Maduro y la intervención militar estadounidense que, según Trump, neutralizó a los agentes cubanos que brindaban servicios de seguridad a la anterior gestión.
Trump fue tajante al describir el fin de la relación que sostuvo económicamente a Cuba durante décadas:
Corte total de suministros: “¡NO HABRÁ MÁS PETRÓLEO NI DINERO PARA CUBA: CERO!”, escribió el presidente en un mensaje que sacudió los mercados energéticos del Caribe.
Fin de los “servicios de seguridad”: el mandatario afirmó que Cuba proporcionó seguridad a los “dos últimos dictadores venezolanos” a cambio de crudo, pero aseguró que esa etapa terminó definitivamente.
Capacidad militar: Trump subrayó que la mayoría de los agentes cubanos en Venezuela fallecieron tras el ataque de la semana pasada y que Caracas ya no necesita “extorsionadores” porque cuenta con la protección del ejército de EE. UU.
Ultimátum diplomático
Más allá del bloqueo energético, el presidente estadounidense lanzó una advertencia directa a la administración cubana para que se siente a la mesa de negociaciones bajo las condiciones de Washington.
Trump instó a La Habana a alcanzar un acuerdo “antes de que sea demasiado tarde”, sugiriendo consecuencias no especificadas en caso de una negativa.
Asimismo, el presidente reafirmó que Estados Unidos protegerá a Venezuela con “el ejército más poderoso del mundo (¡con diferencia!)” para asegurar que sus recursos no vuelvan a ser desviados hacia la isla.
Esta medida representa un golpe de gracia a la ya debilitada economía cubana, que depende críticamente de las importaciones de petróleo venezolano para su generación eléctrica y consumo interno, en un momento en que la Casa Blanca busca reconfigurar el mapa geopolítico de América Latina.
El precio internacional del petróleo supone una barrera al deseo de Trump de inversiones norteamericanas en Venezuela.
Donald Trump dejó en claro que los Estados Unidos controlorán el futuro del petróleo de Venezuelaen la primera semana posterior a la intervención militar que sacó a Nicolás Maduro del poder.
La administración Trump anunció un «acuerdo energético» con las autoridades interinas de Venezuela que busca comprometer a las petroleras norteamericanas a invertir en incrementar la producción y exportación de crudo pesado venezolano y reforzar el control de EE.UU. sobre el hemisferio occidental en la puja geopolítica que mantiene con China.
Para aceitar esa nueva agenda, Trump recibió el viernes último en la Casa Blanca a ejecutivos de Chevron, ExxonMobil, ConocoPhillips, Continental Resources, Halliburton, HKN, Valero, Marathon, Shell, Trafigura, Vitol Americas, Repsol, Eni, Aspect Holdings, Tallgrass, Raisa Energy y Hilcorp.
Una por una, las claves de la agenda de petróleo de EE.UU. en Venezuela
A continuación, las tres claves relevantes para entender la agenda que Trump esta marcando para el futuro del crudo venezolano.
1. “Cambios significativos”, pero sin cambio inmediato de régimen
La intención de la administración Trump de trabajar con el gobierno chavista hasta que se produzca una transición política quedó clara desde un principio. La cuestión de fondo es si los cambios profundos que las petroleras demandan para invertir en Venezuela pueden ser resueltos antes de la salida del régimen político vigente a un nuevo ordenamiento democrático. Es un proceso que hoy no cuenta con plazos certeros.
El secretario de Estado, Marco Rubio, rechazó hablar de plazos para el llamado a nuevas elecciones y anunció un plan de tres etapas para el país, comenzando con la estabilización de Venezuela, seguida de la recuperación y finalmente la transición política.
“La segunda fase será la llamada recuperación, que consiste en garantizar que las empresas estadounidenses, occidentales y de otros países tengan acceso al mercado venezolano de forma justa”, indicó Rubio.
El Presidente de EE.UU., Donald Trump, trabajará con el gobierno chavista hasta que se produzca una transición política.
La ahora presidenta interina de Venezuela, Delcy Rodríguez, dijo que mantendrá una agenda de cooperación bilateral amplia con los EE.UU. Venezuela y Estados Unidos emprendieron este fin de semana un proceso formal para restablecer sus relaciones diplomáticas.
El CEO de ExxonMobil, Darren Woods, en la reunión de las petroleras con el presidente, dijo que “hoy es inviable” invertir en Venezuela, pero confió en que la administración Trump podrá inducir a las autoridades vigentes a realizar “cambios significativos” para dar seguridad jurídica a las inversiones en el largo plazo.
“Confiamos en que, con esta administración y el presidente Trump trabajando en conjunto con el gobierno venezolano, esos cambios podrán implementarse. Y con respecto al gobierno venezolano, no tenemos una opinión al respecto, no hemos hablado con ellos”, dijo Woods.
El ex presidente de Exploración y Producción para África y América de Chevron, Ali Moshiri, considera lógico que EE.UU. trabaje con el chavismo para estabilizar la economía y luego ir a una transición de poder. «Es lo que dice el presidente Trump: pongamos a alguien, hagamos arrancar la economía y después vayamos a una elección real. Yo apoyo al 100% esa estrategia», dijo Moshiri en una entrevista exclusiva con EconoJournal y Clarín.
2. Incremento de la producción de crudo pesado
Trump recibió el viernes en la Casa Blanca a los líderes de la industria petrolera.
Una mayor disponibilidad de crudo pesado venezolano es ciertamente de gran interés para las refinerías estadounidenses sobre el Golfo de México y también un objetivo declarado del gobierno estadounidense.
El Departamento de Energía garantizó que Venezuela podrá importar de EE.UU. el crudo liviano que se necesita como diluyente en la producción de crudo pesado, de forma tal de incentivar una mayor producción, aunque los precios internacionales actuales pueden ser una barrera para la inversión extranjera.
Venezuela posee las mayores reservas probadas de petróleo crudo del planeta, con poco más de 300.000 millones de barriles, concentradas principalmente en la Faja del Orinoco. La enorme mayoría es crudo pesado agrio, un petróleo denso y viscoso, además de un contenido elevado de azufre que dificulta su posterior refinación.
El blend insignia del país, el crudo Merey, tiene una gravedad API muy por debajo de los 20°, ubicándose en el espectro contrario de los crudos livianos como el shale oil que se produce en Permian o Vaca Muerta. Al ser más denso y viscoso, el proceso de extracción del crudo venezolano requiere la incorporación de diluyentes como crudos livianos o naftas para que la molécula fluya más fácil.
A pesar de estas dificultades inherentes a su producción, gran parte de las refinerías estadounidenses en Texas y Louisiana fueron construidas para extraer el máximo valor económico del crudo venezolano y existe capacidad ociosa para refinar más volúmenes.
Casi el 70% de la capacidad de refinación de EE.UU. funciona con mayor eficiencia con crudo más pesado, lo cual explica que los crudos pesados representan el 90% de las importaciones de petróleo crudo, según Fabricantes Estadounidenses de Combustibles y Petroquímicos (AFPM), la principal asociación de productores de combustibles del país.
Moshiri y demás expertos de la industria consideran que es factible incrementar la producción actual de 900.000 barriles por día a 1,5 millones de bpd en un plazo de dos años o menos. En cambio, Venezuela requerirá de inversiones en el orden de los US$ 100.000 millones para llevar la producción a 3 millones de bpd en el plazo de una década o más.
La pregunta es si los precios internacionales vigentes justifican semejantes inversiones. Para empezar, el Merey actualmente cotiza con descuentos de 20 dólares o más por barril en comparación con el precio del Brent debido a las sanciones vigentes sobre Venezuela.
Trump llegó a sugerir que el Estado norteamericano subsidiará el recupero de las inversiones en infraestructura petrolera en Venezuela. “Se tendrá que gastar una enorme cantidad de dinero y las compañías petroleras lo gastarán, y luego recibirán el reembolso a través de nosotros o de los ingresos”, dijo el presidente.
Sin embargo, la repuesta de los líderes de la industria presentes en la Casa Blanca fue más bien tibia a la hora de hablar de inversiones.
3. Control de las exportaciones de petróleo crudo venezolano
Venezuela comenzó a entregar a EE.UU. los 30 a 50 millones de barriles de petróleo sancionado.
El control por tiempo indefinido sobre las futuras exportaciones de petróleo desde Venezuela que anunció la administración Trump tiene ribetes comerciales y también de política internacional. EE.UU. podrá condicionar los envíos de petróleo venezolano a China, país que en los últimos años se transformó en el principal comprador de Venezuela.
El Departamento de Energía confirmó el miércoles que EE.UU. tomará control por tiempo indefinido sobre las exportaciones de petróleo crudo y combustibles venezolanos y la gestión de los ingresos generados por su venta en los mercados internacionales. Esto incluye a los 30 a 50 millones de barriles de petróleo sancionado que Venezuela acordó ceder a EE.UU.
Los ingresos se depositarán en cuentas en el extranjero controladas por EE.UU. Los fondos se desembolsarán “en beneficio del pueblo estadounidense y del pueblo venezolano, a discreción del gobierno estadounidense”. Adicionalmente, Trump firmó el viernes una orden ejecutiva para blindar esas cuentas de posibles embargos o procesos judiciales promovidos por acreedores del Estado venezolano.
Las sanciones económicas y el bloqueo naval contra el transporte de petróleo sancionado desde Venezuela se mantienen vigentes. Las empresas extranjeras pueden operar en Venezuela pero necesitan de una licencia especial otorgada por la Oficina de Control de Activos Extranjeros (OFAC) del Departamento del Tesoro de los EE.UU. para poder realizar transacciones con el gobierno o entidades gubernamentales sobre las que pesan sanciones.
Chevron es la única major de EE.UU. que siguió operando en Venezuela.
Chevrones la única petrolera norteamericana que cuenta con una licencia de la OFAC para trabajar con la petrolera estatal PDVSA y exportar su producción a los EE.UU. Trafigura y Vitol, dos de los principales comercializadores de petróleo crudo del mundo, informaron el viernes que comenzaron a prestar «servicios logísticos y de comercialización para facilitar la venta de petróleo venezolano a petición del gobierno de EE.UU».
Trafigura ya poseía las licencias necesarias, mientras que Vitol obtuvo un permiso preliminar. «Estamos aquí para garantizar que podamos transportar todo este petróleo por todo el mundo«, dijo John Addison, ejecutivo de Vitol, en el evento del viernes en la Casa Blanca.
Sin embargo, el gobierno estadounidense habría optado por conceder a Vitol y otras empresas privadas que compren petróleo crudo a PDVSA unos permisos que vienen con condiciones adjuntas, en lugar de conceder a la petrolera estatal una licencia general para poder vender a cualquier participante legítimo del mercado, según publicó Argus Media.
Dichas condiciones estarían vinculadas con las exportaciones de petróleo venezolano a China. El Departamento de Energía había subrayado que “el único petróleo que se transportará dentro y fuera de Venezuela será a través de canales legítimos y autorizados, consistentes con la ley de Estados Unidos y la seguridad nacional”.
El secretario de Energía, Chris Wright, declaró que el comercio de petróleo entre Venezuela y China sería aceptable siempre y cuando los EE.UU. sean la fuerza dominante en el país sudamericano.
Estados Unidos confiscó el pasado viernes otro buque cisterna Olina, el tercero en una semana, que está vinculado a operaciones petroleras con Venezuela en el Mar Caribe.
El procedimiento lo llevaron a cabo infantes de marina y marineros de la Fuerza de Tarea Conjunta Southern Spear. Además, contó con la coordinación del Departamento de Seguridad Nacional y el despliegue de recursos desde el USS Gerald R. Ford.
This morning, a @USCG tactical team, supported by @USMC and @USNavy , boarded and seized Motor Tanker (M/T) Olina in international waters east of the Caribbean. Interagency coordination, and an unstoppable joint force, were instrumental in executing a safe, carefully orchestrated… pic.twitter.com/PdiF41LQQR
Esta operación corresponde a la Operación Lanza del Sur del Departamento de Guerra estadounidense, que se encargan de combatir la actividad ilícita en la región y a reforzar la seguridad en el hemisferio occidental. El operativo contó con el respaldo de otras plataformas navales, entre ellas el USS Iwo Jima, el USS San Antonio y el USS Fort Lauderdale, que integran el Grupo Anfibio Listo de la Armada de Estados Unidos (US Navy).
“Una vez más, nuestras fuerzas interinstitucionales conjuntas enviaron un mensaje claro esta mañana: ‘no hay refugio seguro para los criminales’”, señalaron responsables de la operación meidante un comunicado publicado en X.
Por su parte, el presidente de los Estados Unidos, Donald Trump, expresó en la red social Truth Social: “Hoy, Estados Unidos, en coordinación con las Autoridades Provisionales de Venezuela, incautó un petrolero que partió de Venezuela sin nuestra aprobación”.
Además, añadió: “Este petrolero está ahora de regreso a Venezuela, y el petróleo se venderá a través del GRAN Acuerdo Energético, que hemos creado para tales ventas. ¡Gracias por su atención a este asunto!”. Según el pronunciamiento, el petróleo no permanecerá bajo control estadounidense, sino que será comercializado bajo un mecanismo previamente establecido por su administración.
Esta situación se desarrolla en el contexto de un acuerdo que había anunciado por el presidente de Estados Unidos, Donald Trump, quien aseguró que las autoridades provisionales venezolanas, encabezadas ahora por Delcy Rodríguez tras la destitución de Nicolás Maduro, entregarán entre 30 y 50 millones de barriles de petróleo sancionado a Estados Unidos.
Parque Solar Fotovoltaico de la ciudad de Cutral Co, en la provincia de Neuquén
La empresa paraguaya Kaizen Energy S.A.E.C.A., especializada en soluciones de energía renovables, inició su proceso de expansión internacional con una inversión estratégica en la Argentina, donde avanza en la ampliación del Parque Solar Fotovoltaico de la ciudad de Cutral Co, en la provincia de Neuquén.
El proyecto se formalizó mediante la firma de un acta de compromiso con la Municipalidad de Cutral Co, que habilita el desarrollo de una iniciativa privada para ampliar la capacidad instalada del parque solar hasta 30 megavatios, que se sumaría a la infraestructura energética existente en la ciudad.
Se trata de una etapa inicial, pero estratégica, que habilita el avance administrativo y técnico del proyecto, el cual ya cuenta con autorizaciones otorgadas por CAMMESA y por el Estado Nacional. Esta operación representa el primer proyecto internacional de Kaizen Energy, marcando un hito en su crecimiento regional.
Parque solar
La ciudad de Cutral Co ya cuenta con un parque solar operativo de 3,1 MW, habilitado para comercializar energía en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) de Argentina. La ampliación permitirá escalar el proyecto, fortalecer la infraestructura energética local y generar nuevas oportunidades económicas.
Durante la firma del acta estuvieron presentes: el Intendente de la Municipalidad de Cutral Co, Ramón Rioseco; el Jefe de Gabinete y Gobierno de dicha ciudad, Walter Mardones; y Claudio Escobar, Ceo de Kaizen Energy Saeca.
La inversión
La inversión responde a una estrategia de internacionalización, orientada a llevar capital, tecnología y know-how paraguayo a mercados con alto potencial energético. “Vimos la trayectoria y el buen trabajo que realiza el Municipio de Cutral Co. Treinta megas no es poco para Argentina ni para el mundo. Va a dar mucho que hablar y será muy beneficioso para los ciudadanos de Cutral Co”, aseguró Escobar.
“La elección de Neuquén se vincula a su rol estratégico dentro del mapa energético argentino, así como a las condiciones técnicas y regulatorias favorables para proyectos de energías renovables. Con esta iniciativa, Kaizen Energy refuerza su posicionamiento como actor regional en el sector energético, contribuyendo a la transición hacia energías limpias y fortaleciendo la presencia de empresas paraguayas en proyectos internacionales de gran escala”, destacaron desde la empresa.
El acumulado de los once meses del año registró una caída del 6 por ciento
El informe mensual confeccionado por la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®), sobre el panorama sectorial, indicó que durante noviembre de 2025 la producción del sector registró una disminución del 15% respecto del mes anterior. En comparación con el mismo mes del año pasado (noviembre 2024), la baja fue del 18%. El acumulado de los once meses del año registró una caída del 6 por ciento.
En cuanto a las ventas locales, el relevamiento de la CIQyP® mostró una disminución mensual del 9%, impulsada principalmente por los subsectores de finales agroquímicos. En términos interanuales, las ventas locales retrocedieron un 21%, y el acumulado de los primeros once meses del año presentó una caída del 17 por ciento.
Exportaciones del sector químico y petroquímico
Por su parte, el Informe de la Cámara evidenció que las exportaciones del sector también tuvieron un desempeño negativo, con una baja mensual del 4%. La comparación interanual marcó un descenso del 14%, mientras que el acumulado anual se ubicó levemente por debajo del nivel de 2024, con una variación del -1 por ciento.
Respecto del sector PyMIQ (Pequeña y Mediana Industria Química), los indicadores mostraron un comportamiento dispar. La producción cayó un 9% mensual, aunque mantiene una variación interanual positiva del 9% y un crecimiento acumulado del 7%. Las ventas locales descendieron un 7% en el mes, pero registraron una suba interanual del 9%, con un acumulado apenas negativo (-1%). En contraste, las exportaciones de las PyMIQ crecieron un 27% mensual, aunque cayeron un 20% interanual y acumulan una baja del 30% en lo que va del año.
Importaciones
Durante noviembre de 2025, las importaciones del sector cayeron alrededor del 0,21% y las exportaciones 27% medidos en dólares. Como resultado, la balanza comercial del mes se mantuvo negativa, con un déficit estimado del 16,5%.
En tanto, la capacidad instalada de las industrias que aportan información al informe de la CIQyP® presenta que durante noviembre 2025 tuvo un uso promedio del 67% para los productos básicos e intermedios y del 79% para los productos petroquímicos.
Ventas
En conclusión, las ventas totales del sector en general, que incluye a las PyMIQ (mercado local + exportaciones) de los productos informados por las empresas participantes del informe, durante noviembre de 2025, fueron de 261 millones de dólares, acumulando un total de US$ 3.076 millones en los primeros once meses del pasado año.
En referencia a los parámetros que marcó el informe mensual, Jorge de Zavaleta, director ejecutivo de la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®), enfatizó que “los resultados de noviembre reflejan un cierre de año marcado la desaceleración de la actividad industrial en general. Sin embargo, el sector PyMIQ mostro una recuperación en las ventas externas. Este escenario plantea desafíos relevantes para la industria química y petroquímica. De cara a 2026, el desafío será consolidar condiciones macroeconómicas y de competitividad que permitan recuperar el dinamismo de la demanda interna y potenciar una recuperación sostenida del sector”.
Las empresas que resultaron adjudicatarias en el proceso de privatización de los complejos hidroeléctricos del Comahue: Alicurá, El Chocón, Piedra del Águila y Cerros Colorados, tomaron posesión de dichos activos para su operación y mantenimiento por 30 años el sábado 10 de enero, informó el ministerio de Economía.
“Desde este momento, y conforme al régimen transitorio establecido por la Secretaría de Energía del Ministerio de Economía de la Nación, las nuevas operadoras asumen la gestión sin interrupciones en la operación, el despacho y la comercialización de energía dentro del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), garantizando la continuidad plena del servicio mientras se completan los procedimientos administrativos definitivos”, describió el Ministerio.
Las empresas privadas adjudicatarias que tomaron posesión de las hidroeléctricas ( que fueron construídas por el Estado nacional, y concesionadas por primera vez a operadores privados en la década del 90) son:
Edison Inversiones S.A.U. (Alicurá y Cerros Colorados), BML Inversora S.A.U. (El Chocón), Central Puerto S.A. (Piedra del Águila).
El Grupo Edison es liderado por los hermanos Neuss; BML Inversora es de MSU Green Energy, propiedad del empresario Manuel Santos Uribelarrea; y Central Puerto, la mayor generadora de energía eléctrica de la Argentina tiene por principales accionistas a Guillermo Reca, la familia Miguens-Bemberg, y Eduardo Escassany.
La Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA) inició de manera simultánea las adecuaciones necesarias en programación, despacho, liquidaciones, registración y garantías, asegurando una transición ordenada y sin impactos sobre la operación del sistema eléctrico nacional, se indicó.
Además de la oferta económica ya abonada al Estado Nacional, que totalizó cerca de U$S 700 millones, los adjudicatarios deberán realizar un “rebumping” integral de las centrales: un conjunto de obras de modernización, renovación y actualización tecnológica estimado en alrededor de U$S 400 millones, destinado a extender la vida útil de los equipos, mejorar la eficiencia y elevar los estándares de seguridad operativa de los complejos hidroeléctricos.
Estas inversiones forman parte de las obligaciones contractuales que deberán ejecutar en los próximos años, refirió Economía.
Las nuevas concesionarias cuentan con 30 días corridos desde la toma de posesión para completar la documentación final requerida, se puntualizó.
“La toma de posesión marca un hito en la reorganización y modernización del sistema hidroeléctrico del Comahue. A partir de ahora, las nuevas operadoras asumen el compromiso de garantizar una operación segura, eficiente y sostenible, fortaleciendo la seguridad energética del país y consolidando un esquema de gestión basado en reglas claras, previsibilidad e inversión de largo plazo”, argumentó Economía.
La primera medición de emisión de metano de Santa Cruz se realizó en la planta de gas El Cóndor.
El Ministerio de Energía y Minería de Santa Cruz, mediante la Subsecretaría de Control Técnico Operativo de la Cuenca Austral, supervisó el inicio de un cronograma de medición de emisiones de metano en la planta de gas El Cóndor. Esta iniciativa, ejecutada por la operadora Ven Oil S.A. en conjunto con la firma especializada Make Energy Sustainable (MES), representa un avance en la fiscalización de activos hidrocarburíferos en la región.
El procedimiento técnico consistió en dos jornadas de relevamiento que integran tecnologías de detección directa e indirecta. Este despliegue buscó establecer una línea base sobre la liberación de gases de efecto invernadero en la atmósfera, un requerimiento cada vez más exigente en los mercados energéticos globales.
La metodología implementada se dividió en dos instancias complementarias. En la primera, los técnicos realizaron mediciones a nivel de componentes individuales utilizando cámaras ópticas de última generación. Estas herramientas permiten la identificación visual de emisiones fugitivas y venteos en válvulas, bridas y conexiones específicas dentro de la arquitectura de la planta.
Como complemento, se incorporó el uso de tecnología aérea mediante drones equipados con sensores de espectroscopia de absorción por láser de diodo sintonizable (TDLAS). Este sistema permitió cuantificar las emisiones totales de la instalación, ofreciendo una perspectiva macroscópica que los métodos terrestres convencionales no logran capturar por sí solos.
Tecnología para medición del metano
La innovación de este sistema aéreo radica en la capacidad de generar estructuras virtuales denominadas “paredes” y “techos” alrededor de la planta. A través de este cerramiento digital, los sensores calcularon con exactitud el diferencial de metano que ingresa y egresa del perímetro del establecimiento, proporcionando un dato volumétrico integral de la operación.
Se utilizaron drones equipados con sensores de espectroscopia de absorción por láser de diodo sintonizable (TDLAS)
Uno de los pilares del operativo fue la validación cruzada de datos. Los especialistas trabajaron para verificar que la sumatoria de las emisiones detectadas punto por punto en tierra guardara correlación directa con la magnitud registrada por el drone. Esta triangulación de resultados fortaleció la confiabilidad de los controles y minimizó los márgenes de error en la cuantificación.
Este evento marcó la primera operación de estas características realizada en territorio santacruceño. La relevancia de la actividad reside en su alineación con los estándares internacionales de mitigación de impacto ambiental, posicionando a la provincia en un lugar de cumplimiento respecto a protocolos de reducción de gases de efecto invernadero en la industria extractiva.
Finalmente, el proyecto persigue tres metas estructurales para el sector, orientadas a disminuir el impacto ambiental, incrementar los niveles de seguridad en los procesos operativos y potenciar la eficiencia productiva. Al reducir la pérdida de gas, la industria no solo protege el entorno, sino que optimiza el recurso económico, consolidando una gestión hidrocarburífera más sustentable en la provincia.
El Gobierno de la Provincia del Neuquén aprobó la Adenda II al Contrato de Unión Transitoria (UT) del área Los Toldos II Oeste, ubicada en la Cuenca Neuquina. Fue suscripta entre Gas y Petróleo del Neuquén S.A. (GyP), Pluspetrol Cuenca Neuquina S.R.L. y Continental Resources Argentina S.A.U.
Con esta esta modificación contractual, Continental Resources Argentina S.A.U. asumirá la totalidad de los derechos y obligaciones correspondientes al porcentaje de participación cedido por Pluspetrol Cuenca Neuquina SRL, pasando a integrar la UT con una participación del 90 %, mientras que GyP conservará el 10 % restante. Asimismo, Continental fue designada como empresa operadora del área.
La empresa Continental Resources Argentina S.A.U. es controlada por la estadounidense Continental Resources, lnc, que cuenta con vasta experiencia en el desarrollo de reservorios no convencionales en áreas ubicadas principalmente en cuatro cuencas líderes de Estados Unidos.
El decreto Nº 1761/2025 firmado por el gobernador Rolando Figueroa y los ministros de Energía, Gustavo Medele, y de Economía, Producción e Industria, Guillermo Koenig establece que Pluspetrol Cuenca Neuquina deberá realizar un pago a favor de la Provincia por un monto total de 9 millones de dólares, conforme al cronograma previsto en la Adenda II.
Dichos fondos podrán destinarse a inversiones, obras o desembolsos que defina el Estado provincial, incluyendo áreas como infraestructura, salud, educación o seguridad, comunicó el Gobierno.
Además, la norma fija como plazo el 27 de febrero de 2026 para la presentación ante la Autoridad de Aplicación de la actualización del Plan de Desarrollo del área, de acuerdo con los lineamientos establecidos por la normativa vigente.
Montos de las sanciones aplicadas por el ENRE a Edenor y Edesur en el semestre va de septiembre de 2024 a febrero de 2025.
El último apagón masivo del miércoles 31 de diciembre, donde quedaron sin suministro 1.083.000 usuarios del área de concesión de Edesur, dejó expuesta la fragilidad en la que opera el sistema eléctrico en el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA), donde se consume cerca del 50% de la energía del país.
Para medir la calidad del servicio técnico que prestan las distribuidoras Edenor y Edesur, el Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) utiliza indicadores internacionales que miden la frecuencia (SAIFI, por sus siglas en inglés) y la duración (SAIDI) de los cortes de electricidad y están bajo parámetros fijados por la Revisión Tarifaria Integral (RTI) de 2017 y que fueron revalidados por la Revisión Quinquenal Tarifaria (RQT) de este año.
Frecuencia y duración de los cortes
Según la medición del semestre 57 de la concesión de las distribuidoras, que va de septiembre de 2024 a febrero de 2025, la distribuidora Edenor tuvo una frecuencia (SAIFI) media de interrupción por usuario de 1,39 cortes en el semestre, una cifra inferior al parámetro de 2,64 que establece el ENRE, excluyendo los casos de cortes fortuitos o de fuerza mayor. En tanto, la cantidad media de cortes por usuario en Edesur fue de 4,12 interrupciones para el mismo semestre, un registro superior al parámetro de 2,07 que fijó el ente regulador para el mismo período.
Evolución del indicador de frecuencia de los cortes de electricidad de Edenor.Evolución del indicador de duración de los cortes de electricidad de Edenor.
La duración (SAIDI) total de los cortes de electricidad registrados en el semestre —un indicador que depende en gran medida de la capacidad de gestión operativa de las empresas distribuidoras— promedió en el caso de Edenor las 3,58 horas, un valor inferior a las 5,04 horas consideradas por el ENRE. En cambio, Edesur registró una media 7,37 horas de cortes por usuario en el semestre, un registro que está por encima del objetivo considerado de 3,81 horas fijado por el ente regulador.
Evolución del indicador de frecuencia de los cortes de electricidad de Edesur.Evolución del indicador de duración de los cortes de electricidad de Edesur.
Las sanciones que aplicó el ENRE a Edenor por la cantidad de interrupciones fueron por un monto de $ 950.055.215, que significó una bonificación de $ 6.116 en promedio a 155.345 usuarios. En cambio, Edesur tuvo que bonificar a 663.042 usuarios por $ 20.467.248.294 ($ 30.868 por usuarios).
Partidos y comunas
El ENRE destaca que Edenor cumplió el indicador SAIFI de frecuencia de cortes en todos los partidos bonaerenses y comunas porteñas que integran su área de concesión. En cambio, incumplió el indicador SAIDI de duración en los partidos de Escobar, San Fernando y Tigre.
La distribuidora Edesur, que pertenece al grupo italiano Enel, incumplió los indicadores de frecuencia y duraciónen todos los partidos y comunas de su área de concesión.
Calidad técnica
El ente regulador también registra la calidad del producto técnico, que implica medir los inconvenientes que tuvieron ambas empresas en el nivel de tensión y perturbaciones en la red eléctrica. Edenor tuvo un 7,2% de las mediciones de electricidad penalizadas, mientras que en Edesur fueron de 12,4% en el semestre que va de septiembre de 2024 a febrero de 2025.
En este apartado, el ENRE estableció sanciones por la calidad del producto técnico en cuanto al nivel de tensión, reclamos de usuarios por tensión y perturbaciones. Edenor recibió una sanción de $ 52.294.727 en el semestre analizado. Mientras que en Edesur el monto de las multas fueron por $ 584.858.489.
Calidad comercial
El ente regulador también fija parámetros comerciales para las distribuidoras, que incluyen las conexiones, errores en la facturación, reclamos por falta de pago, suspensiones indebidas, entre otros aspectos.
En el último semestre analizado por el ENRE, Edenor recibió sanciones por $ 325.980.763 y Edesur por un monto de $ 3.012.813.708 en el mismo período.
Media Tensión
El ENRE analiza “la calidad del servicio aguas abajo del subsistema en Media Tensión” y en particular los alimentadores de Media Tensión (MT). En ente regulador informó que en Edenor “los mayores niveles de sanción por partido y comuna fueron registrados en Escobar, La Matanza, San Fernando y Moreno”.
En Edesur los niveles de media tensión más críticos se dieron en “la Comuna 7 (Flores y Parque Chacabuco) y en los partidos bonaerenses de Lomas de Zamora, San Vicente y Almirante Brown”. Por este punto, Edenor recibió una sanción de $ 4.228.281.117 y Edesur una de $ 33.689.183.913.
Sanciones
Este año el ENRE también modificó los parámetros para exigir una mayor calidad del servicio a las distribuidoras. Según el informe, ambas distribuidoras tuvieron sanciones por el acumulado de todos los parámetros de medición sobre la calidad del servicio por un total de $ 63.310.716.229.
Las multas de Edenorrepresentaron un 8,7% ($ 5.556.611.823), mientras que las de Edesur explicaron el 91,3% ($ 57.754.104.406) que aplicó el ente regulador.
Edesur tiene tres veces más cortes de electricidad que Edenor, según el último informe de calidad de servicio del ENRE.
Las distribuidoras eléctricas Edenor y Edesur operan en el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA), tienen los mismos cuadros tarifarios y exigencias similares en materia de calidad en el servicio establecidas por el Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE). Sin embargo, Edesur tiene tres veces más cortes de electricidad que Edenor, según datos oficiales del ente regulador.
Además del nivel de inversión de los últimos años, donde hubo gobiernos con distintas políticas sobre subsidios y tarifas, existen otros aspectos que marcan una diferencia en el servicio de ambas distribuidoras como son las subestaciones nuevas, las exigencias en las instalaciones a la nueva demanda, la reparación del cableado y cámaras transformadoras y hasta el rol del management y la capacidad operativa para gestionar la red eléctrica.
Inversiones
Según lo que presentó cada distribuidora en la audiencia pública para la Revisión Quinquenal Tarifaria (RQT) realizada el 27 de febrero del año pasado, Edesur invirtió $ 859.000 millones entre 2017 y 2024.
Mientras que Edenor informó en la misma audiencia pública que mantiene un nivel de inversión de US$ 205 millones en promedio por año en el período que va de 2013 a 2025.
Subestaciones
Las subestaciones son clave en la operación y confiabilidad de las redes de distribución. Edenor (3,3 millones de usuarios) cuenta con 85 subestaciones para un área de cobertura de 4.637 km2 y con 41.896 km de redes de alta (AT), media (MT) y baja tensión. En los últimos 9 años Edenor construyó 13 nuevas subestaciones AT/MT. También concretó ampliaciones en otras 15 subestaciones AT/MT y cuatro en AT/AT.
Por su parte, Edesur (2,7 millones de usuarios) cuenta con 72 subestaciones para un área de cobertura de 3.300 km2 y una red de 29.082 km, según información que dio la empresa en la audiencia pública de RQT. La distribuidora del grupo italiano Enel inauguró en 2023 la subestación Elisa Bachofen en la localidad de San Vicente.
Edesur tiene peores registros que Edenor en frecuencia y duración de los cortes de electricidad, que están medidos por los indicadores internacionales SAIDI (Índice de Duración Promedio de Interrupciones del Sistema) y SAIFI (Índice de Frecuencia Media de Interrupciones del Sistema), clave para determinar la confiabilidad del sistema. En el último informe del ENRE, Edenor logró los mejores indicadores desde que inició su operación en 1992.
Edenor exige la instalación de cámaras transformadoras a los edificios nuevos para conectarlos a las red.
Cámaras transformadoras para la nueva demanda
Otra diferencia entre distribuidoras es sobre cómo gestionan el crecimiento de la demanda. Según un relevamiento que hizo EconoJournal de distintas fuentes del sector, para conectar a la red a los edificios nuevos Edenor exige la instalación de cámaras transformadoras.
“Esta medida genera resistencia en los desarrolladores inmobiliarios porque el espacio que ocupa una cámara transformadora es similar a una o dos cocheras, dependiendo el tamaño del edificio, pero es la forma que tenemos para que el sistema opere en mejores condiciones”, explicaron a este medio desde la distribuidora.
El inciso G del Artículo 1 del Reglamento de Suministro de Energía Eléctrica validada por la RQT 2025-2030 -aprobada el año pasado por el ENRE- no establece como obligatoria la instalación de cámaras transformadoras en nuevas demandas superiores a 60 kVA (kilovatios amperios) y lo deja “a requerimiento de la distribuidora”. Es decir, la normativa faculta a cada distribuidora a exigir cámaras transformadoras.
Otra fuente con conocimiento del sector eléctrico explicó EconoJournal que “la falta de cámaras transformadoras en edificios nuevos es una de las principales razones que explican los cortes de electricidad sistemáticos en barrios con mayor crecimiento inmobiliario como, por ejemplo, Caballito, Almagro, Villa Crespo y Boedo, que están en el área de Edesur”. Lo mismo ocurre en municipios como Lomas de Zamora, Lanús, Quilmes, Avellaneda, Florencio Varela y Ezeiza, entre otros, también en el área de la misma distribuidora.
Management
El grupo Enel, que depende del Ministerio de Economía y Finanzas de Italia, adquirió en 2009 la mayoría accionaria de Edesur. Sin embargo, desde hace algunos años la distribuidora de la zona sur del AMBA dejó de tener valor estratégico para el grupo. En 2022, Enel anunció que se iba a desprender de sus activos en la Argentina en un plan de desinversión que incluía a otros países. A partir de un pedido directo del presidente argentino Javier Milei a la primera ministra italiana Giorgia Meloni, en 2024 Enel definió no salir del país.
De todos modos, el grupo italiano no pudo conformar un management acorde a lo que requiere la operación de la distribuidora (Edesur abastece al 16% de la demanda del país). El 1° de enero Valter Moro dejó la gerencia general de Edesur por motivos personales, según explicó la empresa. En reemplazo asumió Luis Guillermo Prada Suárez, que trabajaba para Enel en Colombia.
El grupo italiano le dio más valor estratégico a otros activos en otros países que a Edesur. Esto le quitó agilidad en la toma de decisiones y operatividad en la Argentina. Fuentes del sector afirmaron a EconoJournal que hasta las actualizaciones de los salarios bajo convenio de Edesur son aprobadas en las oficinas que Enel tiene en Roma.
Imagen de El Perdido, que abarca un área de 6.878 hectáreas en el oeste de Mendoza, cerca del límite con Chile.
La minera canadiense Kobrea Exploration comenzó la fase 1 de la primera etapa de exploración del proyecto de cobre El Perdido, ubicado en el distrito de Malargue en la provincia de Mendoza. La empresa informó que completó el traslado al lugar de los equipos de exploración y empezará en los próximos días los trabajos de campo. En esta etapa la minera planea invertir alrededor de US$ 20 millones.
La Legislatura de Mendoza aprobó en diciembre el estudio de impacto ambiental del proyecto de cobre PSJ Cobre Mendocino y le dio luz verde a la vuelta a la minería de primera categoría en la provincia, que incluye al cobre, el oro y la plata, entre otros metales. PSJ fue el primero en obtener el permiso ambiental en Mendoza después de más de dos décadas.
El escenario del cobre a nivel mundial es de precios al alza y expectativas de aumento de la demanda en los próximos años. El cobre volvió a aumentar en lo que va de enero trepando a una cotización de alrededor de US$ 13.000 por tonelada en la Bolsa de Metales de Londres (LME). En 2025 la suba del precio del cobre a nivel internacional fue de casi 45% interanual.
El Distrito Minero de Malargüe tiene 34 proyectos de exploración con declaraciones de impacto ambiental ratificadas por la Legislatura.
Los proyectos de Kobrea, la minera canadiense
Kobrea es una minera junior y cuenta con 14 propiedades mineras que cubren un área de 73.334 hectáreas en Mendoza. Están incluidas en siete proyectos dentro del Malargüe Distrito Minero Occidental (MDMO), la iniciativa oficial para motorizar inversiones mineras en el oeste provincial.
Además de El Perdido, los otros proyectos de Kobrea que podrían contener depósitos de pórfidos de cobre de Malargüe Occidental son: Mantos de Cobre, Elena, Verónica, Sofi, Cuprum y El Destino. Estas iniciativas obtuvieron la aprobación de la Declaración de Impacto Ambiental (DIA). En paralelo, la minera planea iniciar la exploración en los últimos tres, que suman un total de 17.000 hectáreas.
El Perdido tiene 6.878 hectáreas y es el que está más avanzado de este grupo de proyectos. El primer programa de perforación diamantina que inicia la próxima semana “evaluará el centro del sistema de esta propiedad, donde se encuentra la mayor densidad de vetas de stockwork (un tipo de depósito mineral) de cuarzo asociadas a un conjunto de alteración potásica, y que ha sido intruido por una serie de brechas hidrotermales interminerales”, destacó Kobrea.
Los proyectos de Kobrea en Mendoza son El Perdido, Mantos de Cobre, Elena, Verónica, Sofi, Cuprum y El Destino.
Los proyectos del distrito minero de Malargüe en Mendoza se encuentran en la Franja de Pórfidos del Neógeno, que atraviesa la frontera entre la Argentina y Chile. Las propiedades de Kobrea incluyen sistemas de pórfidos de cobre y molibdeno poco explorados dentro de una franja de pórfidos de clase mundial, según estiman en la compañía.
La empresa, que también cuenta con un proyecto de cobre en Columbia Británica en Canadá, tenía previsto iniciar los trabajos de exploración diamantina en diciembre, pero sufrió una demora por problemas logísticos en el último tramo de la construcción de un camino de 14 kilómetros.
Mientras los cortes se multiplican y la calidad del servicio se degrada, Enel consolida ganancias récord en Sudamérica, apoyada en una estrategia regional que privilegia la rentabilidad de corto plazo sobre la inversión en infraestructura. La laxitud regulatoria, la debilidad de los organismos de control y el bajo costo político de incumplir contratos en Sudamérica configuran un terreno fértil para eludir exigencias, apelar sanciones y maximizar dividendos.
La eventual venta de Edesur aparece como una hipótesis cada vez más presente en el escenario argentino, aunque todavía envuelta en ambigüedad política y regulatoria. Para Enel, una desinversión permitiría reducir exposición a un activo social y políticamente conflictivo, con elevados pasivos en materia de imagen y aumento de las exigencias de inversión, en un país donde la rentabilidad futura dependerá tanto de tarifas como de la tolerancia estatal a un servicio deficiente.
Sin embargo, lcualquier operación de venta estaría condicionada por el aval del Estado (poder concedente) y del regulador, por la definición previa del marco tarifario y por la necesidad de garantizar continuidad del servicio, lo que reduce el universo de compradores que pretendan “hundir” capitales en un negocio típico de flujo de caja, con alto riesgo regulatorio.
En ese sentido, más que una salida inminente, la venta podría funcionar ser una estratégica de Enel como carta de negociación frente al regulador y al gobierno, que algo deberá hacer frente a los reclamos y a la mala calidad del servicio.
El corte de siempre
El apagón masivo de Edesur y el aumento tarifario son dos caras de una misma experiencia social: el deterioro del servicio eléctrico de la distribuidora italiana en un contexto de ajuste tarifario. El hecho de que casi un millón de personas, el penúltimo día del año, quedaran sin luz en una madrugada de calor extremo, mientras se oficializaba un nuevo cuadro tarifario, refuerza una percepción de desprotección del usuario y de disonancia entre discurso oficial y realidad cotidiana.
Desde el punto de vista institucional, se percibe una doble falla. Por un lado, la técnica —histórica y consuetudinaria— de Edesur que dejó en evidencia la falta de inversiones que fragilizan la infraestructura y la deficiente capacidad de respuesta ante eventos críticos. Por otro, la falla regulatoria y comunicacional: el colapso de la web del ENRE en el momento de mayor demanda de información simboliza la desidia del propio Estado como regulador y garante efectivo del cumplimiento del contrato de concesión frente al desinterés de las concesionarias.
En términos económicos, la paradoja central del ajuste: se incrementan las tarifas —tanto en distribución como en el precio mayorista de la energía— sin que ello se traduzca, al menos de manera inmediata y visible, en mejoras de calidad o confiabilidad del suministro. El aumento aparece así no como una herramienta para fortalecer el sistema, sino como una mera transferencia de recursos del usuario a la multinacional que agrava el malestar social.
Corte a la italiana
Durante la primera semana de marzo de 2025, se registraron dos cortes masivos de energía eléctrica en el mismo día y en concesión de EDESUR, que afectaron a amplias zonas de la Ciudad de Buenos Aires y el conurbano bonaerense. El primer apagón, ocurrido en horas de la mañana, dejó sin suministro a aproximadamente 550.000 usuarios y el segundo apagón afectó a unos 622.000 usuarios, lo que equivale a aproximadamente dos millones de personas. El apagón afectó a los tres poderes de la nación: la Casa de Gobierno, el Congreso y el Palacio de Tribunales.
Este corte también fue atribuido a fallas en una o dos líneas de alta tensión que impactó en varias subestaciones. Las zonas más afectadas incluyeron barrios porteños como Almagro, Balvanera, San Nicolás y Barracas, así como localidades del sur del conurbano, entre ellas Dock Sud, Avellaneda, Lanús, Gerli y Wilde.
El apagón generalizado coincidió con una jornada de muy altas temperaturas, lo que incrementó la demanda de energía y agravó la situación para los usuarios afectados. Con 44 grados de sensación térmica, sin semáforos, y sin energía en las antenas repetidoras de señal de telefonía celular, Buenos Aires fue un caos.
Sede Edesur, marzo de 2023
Crisis permanente
La mala calidad del servicio de Edesur se remonta a las postrimerías de las privatizaciones. Una permanente crisis operativa encuentra su origen en una serie de factores estructurales y operativos desde la concesión otorgada por el gobierno de Carlos Menem y, pese a los compromisos asumidos, la calidad del servicio nunca mejoró.
Desde su privatización, Edesur permaneció bajo control de capitales chilenos hasta que, en febrero de 1999, sufrió un apagón de proporciones históricas, consecuencia directa de la falta de inversiones en las redes eléctricas, pese a casi ocho años de tarifas dolarizadas. Este colapso del servicio, que se extendió durante once días —del 15 al 26 de febrero—, dejó sin suministro a miles de usuarios en pleno verano, convirtiéndose en el corte más prolongado registrado en la historia eléctrica argentina.
El impacto de aquel apagón fue devastador para la imagen de la empresa, generando un profundo malestar entre los usuarios y desencadenando una ola de protestas, cortes de calles y fuertes sanciones por parte de las autoridades.
La crisis aceleró cambios en la estructura accionaria de la compañía: hacia mediados de 1999, las acciones de Chilectra fueron absorbidas por la española Endesa, y en 2009, con la adquisición de esta última por parte del Grupo Enel, la multinacional italiana pasó a controlar Edesur junto con otros activos estratégicos a nivel local
Inversiones
El sistema eléctrico de la empresa exhibe un marcado deterioro como consecuencia de la falta de inversiones en mantenimiento y modernización de su infraestructura. Las líneas de alta tensión y las subestaciones, elementos vitales para la estabilidad del suministro, sufren fallas recurrentes debido a su antigüedad y a la ausencia de renovaciones oportunas. Algunas de las líneas subterráneas capitalinas son anteriores a la existencia de SEGBA.
No es extraño, por tanto, que los viejísimos cables soterrados y las instalaciones aéreas, con muchas décadas en funcionamiento, se tornen cada vez más vulnerables ante las altas temperaturas, las sobrecargas y el creciente consumo de energía.
A esta problemática se suma un incremento en la demanda que la compañía no ha sabido abastecer. En jornadas de altas temperaturas, cuando el uso de aires acondicionados y equipos eléctricos se dispara, la red de distribución de Edesur revela su incapacidad para abastecer de manera confiable a todos los usuarios dentro de su área de concesión. La precariedad del sistema, en estos casos, se traduce en interrupciones del servicio que afectan tanto a hogares como a industrias y comercios, generando un impacto negativo en la vida cotidiana y la actividad económica.
Más allá de los problemas técnicos y de capacidad, la gestión empresarial de Edesur ha sido objeto de críticas y sanciones por parte de las autoridades. El Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) ha multado en reiteradas ocasiones a la compañía por su incumplimiento en los estándares de calidad del servicio. En este contexto, el Gobierno nacional ha advertido en más de una oportunidad sobre la posibilidad de revocar la concesión, ante la persistencia de cortes masivos y la falta de respuestas efectivas a los reclamos de los usuarios. Asimismo, se ha cuestionado la estrategia financiera de la empresa, que ha sido acusada de privilegiar el reparto de dividendos entre sus accionistas en lugar de destinar los fondos necesarios para el mantenimiento y fortalecimiento de su infraestructura. Frente a esta situación, el Estado y el ENRE evalúan la adopción de nuevas sanciones y medidas regulatorias que garanticen una mejora sustancial en la prestación del servicio. Mientras tanto, la presión de los usuarios y de distintos municipios se intensifica, exigiendo una intervención más firme que impida la repetición de los cortes prolongados y asegure el acceso a un suministro eléctrico estable y confiable.
¿Estrategia de rentabilidad o pésimo gerenciamiento?
La filial sudamericana de Enel, Enel Américas, propietaria de Edesur, presenta un patrón de incumplimientos en la calidad del servicio eléctrico, marcado por cortes prolongados, deficiencias en mantenimiento e inversiones incumplidas en Argentina, Brasil, Chile, Perú y Colombia. La estrategia parece estar enfocada en maximizar utilidades a corto plazo, aprovechando la laxitud regulatoria de los “estados bobos” sudamericanos, lo que permite a la multinacional italiana priorizar la reducción de costos sobre la calidad del servicio y la atención al cliente.
Enel Américas presentó resultados financieros sobresalientes para el año fiscal 2024. La empresa alcanzó un ingreso neto récord de US$ 2.600 millones, lo que representa un incremento significativo en comparación con años anteriores. El EBITDA (beneficio antes de intereses, impuestos, depreciaciones y amortizaciones) se mantuvo estable en US$ 3.700 millones, a pesar de los desafíos en sus principales mercados. Como resultado repartió un dividendo total de US$ 800 millones en 2024, triplicando el dividendo por acción en comparación con el año anterior.
Argentina
No obstante las cifras de ganancias, Enel, la propietaria de Edesur, ostenta un compendio de incumplimientos a lo largo del continente que es digno de destacar. En Argentina, además de la mala calidad del servicio de Edesur —generalmente por falta de inversión— se destacan los cortes prolongados en el área metropolitana de Buenos Aires, afectando a miles de usuarios durante períodos críticos, como olas de calor o frío.
Además, muestra retrasos en las inversiones comprometidas, con claros incumplimientos en las inversiones estipuladas en planes regulatorios, lo cual ha impactado negativamente en la calidad y expansión de la red eléctrica.
Edesur ha sido señalada por su lenta respuesta en la reposición del servicio tras emergencias climáticas, como tormentas, lo que ha generado conflictos con el ENRE y la posibilidad de sanciones más severas, incluyendo la revisión de su licencia.
Enel São Paulo
El futuro de la concesión de distribución eléctrica de Enel São Paulo se volvió particularmente incierto a raíz de la reiteración de apagones masivos que dejaron, una vez más, a millones de personas sin suministro durante varios días en la mayor ciudad de Brasil.
En la Región Metropolitana de São Paulo, área bajo concesión de Enel, un apagón iniciado el miércoles 10 de diciembre se extendió hasta las 22 horas del jueves siguiente y afectó a más de 1,3 millones de usuarios. Este episodio no fue aislado: el corte masivo anterior había ocurrido en septiembre del mismo año, reforzando la percepción de recurrencia y fragilidad del servicio.
Sao Paulo, Noviembre de 2023
En este contexto, en octubre el Ministerio Público Federal se pronunció a favor de una solicitud del Ayuntamiento de São Paulo que reclamaba la suspensión inmediata del proceso de prórroga anticipada del contrato de concesión de Enel con el municipio. La crisis también escaló al plano político. El gobernador estadual, Tarcísio de Freitas, quien había declarado que iba a “luchar hasta el final” para “barrer” a Enel del estado, volvió a cuestionar públicamente el desempeño de la concesionaria. Señaló como problemas centrales la falta de flexibilidad en la atención a los usuarios y el incumplimiento de las inversiones comprometidas en la red. “La concesionaria tiene que invertir, y quien tiene el poder de exigirle eso es el regulador”, afirmó ante la prensa el jueves 12 de diciembre.
En paralelo, la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL) inició un proceso formal contra la multinacional italiana a raíz del apagón que dejó sin suministro a 3,1 millones de usuarios en São Paulo y su zona metropolitana. El organismo abrió varios expedientes sancionatorios por el “reiterado servicio insatisfactorio a los consumidores en situaciones de emergencia”, en particular durante el fenómeno meteorológico extremo del 11 de octubre, y por el “incumplimiento del plan de contingencia” previsto para ese tipo de eventos.
El informe de la denuncia detalla presuntos fallos y transgresiones que, en última instancia, podrían llevar a la ANEEL a recomendar la rescisión del contrato de concesión. A ello se suman inversiones incumplidas en la red eléctrica, que derivaron en problemas de sobrecarga y fallas estructurales del sistema de distribución, así como la acumulación de multas por deficiencias en el mantenimiento de la infraestructura, agravando el impacto de los cortes sobre los usuarios.
Enel en Perú
En Perú, Enel Distribución Perú también ha enfrentado diversos incumplimientos y problemas operativos en los últimos años, que incluyen cortes de suministro prolongados, especialmente durante eventos climáticos adversos como lluvias torrenciales o sismos. La reposición del servicio ha sido lenta, lo que ha afectado a miles de usuarios en Lima y otras áreas de su concesión. Estos cortes recurrentes han generado sanciones por parte del regulador peruano, Osinergmin, por no cumplir con los tiempos máximos permitidos para la reposición del servicio.
Enel Perú ha sido señalada por el regulador y por asociaciones de consumidores por deficiencias en el mantenimiento preventivo de la infraestructura eléctrica, lo que ha llevado a una mayor frecuencia de fallas en la red, especialmente en sectores vulnerables. Las inspecciones de Osinergmin han identificado problemas de mantenimiento en postes, transformadores y líneas de transmisión, lo que ha resultado en sanciones administrativas y multas para la empresa.
Colombia
En Colombia, Enel Colombia (anteriormente conocida como Codensa) despliega los mismos incumplimientos y problemas operativos observados en otras subsidiarias de Enel en América Latina. Cortes de energía prolongados en Bogotá y Cundinamarca, especialmente durante fenómenos climáticos como lluvias intensas y tormentas eléctricas, han afectado a miles de usuarios, generando malestar y protestas. La Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios (SSPD) ha intervenido en varias ocasiones, exigiendo a la empresa que mejore la gestión de incidentes y reduzca los tiempos de interrupción para cumplir con los estándares de calidad del servicio. La SSPD sancionó a Enel Colombia por deficiencias en el mantenimiento preventivo y correctivo de la red eléctrica, lo cual ha incrementado la frecuencia de fallas en la infraestructura.
Enel Chile
Siguiendo el patrón del resto de los países sudamericanos, Enel Chile enfrenta multas millonarias en los últimos años por parte de la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC), principalmente debido a cortes prolongados de energía durante eventos climáticos severos, como tormentas y vientos fuertes. En 2021, la empresa fue sancionada con $3.900 millones de pesos por la lenta reposición del servicio tras un sistema frontal que afectó a miles de usuarios en la Región Metropolitana. La SEC ha señalado que estos incumplimientos violan las normativas de calidad del suministro eléctrico, ya que la empresa no ha logrado restablecer el servicio en los tiempos establecidos.
Agosto de 2024, Santiago de Chile
Multas y apelaciones
Enel ha optado por apelar las multas impuestas en los diferentes Estados de América Latina, argumentando que algunas sanciones no reflejan las inversiones ni las mejoras implementadas en sus operaciones. En Brasil, por ejemplo, Enel tiene multas por más de 300 millones de reales (aproximadamente US$ 60 millones) debido a apagones prolongados en São Paulo. La empresa ha confirmado que parte de las multas ha sido pagada, mientras que otras se encuentran en proceso de apelación, siguiendo el procedimiento administrativo brasileño.
Máximas ganancias
La serie de multas y sanciones que Enel ha enfrentado en varios países de Sudamérica por problemas de calidad del servicio, deficiencias en el mantenimiento de la red y falta de inversiones comprometidas sugiere la presencia de un patrón de operación coordinado enfocado en maximizar las ganancias a corto plazo, sacrificando la calidad del servicio. Las estrategias comunes, como la reducción de Capex, demoras en la reposición del servicio y la atención deficiente al cliente, parecen más vinculadas a decisiones corporativas que a simples errores de gestión local.
Sin embargo, la magnitud y frecuencia de los problemas también dejan entrever cierto nivel de inoperancia de las gerencias locales, que no logran anticiparse adecuadamente a las crisis o manejar de forma eficiente las demandas regulatorias. La combinación de ambas características —decisiones estratégicas corporativas y fallas operativas locales— indica un enfoque de Enel en la región que prioriza la reducción de costos y la optimización de utilidades sobre el cumplimiento de los estándares de servicio establecidos en las Reglas Básicas de la Licencia y en el Reglamento del Servicio.
La Armada Brancaleone
En este escenario, el Regulador aparece tensionado entre su función formal y su desempeño efectivo. Como autoridad de control y garante del contrato de concesión, el ENRE tiene la potestad de fiscalizar inversiones, sancionar incumplimientos y proteger a los usuarios frente a un servicio deficiente. Como la armada de Brancaleone, el regulador “marcha”, pero no conduce; “sanciona”, pero no corrige; “comunica”, pero no contiene: los episodios recurrentes exhiben una debilidad estructural en el ejercicio de esas atribuciones.
La reiteración de cortes masivos, la persistencia de fallas en la infraestructura y la lentitud en la respuesta ante emergencias climáticas revelan un regulador que actúa mayormente de forma reactiva, apoyado en multas y advertencias que no logran modificar la conducta de la concesionaria. A ello se suma una dimensión comunicacional crítica: el colapso de sus canales de información en momentos de máxima demanda social refuerza la percepción de un Estado ausente, incapaz de ofrecer previsibilidad, transparencia y contención en situaciones de crisis.
Así, el ENRE queda expuesto no solo como un regulador con herramientas limitadas frente a una empresa dominante, sino también como un actor central en la brecha entre el mandato legal y contractual de control y la experiencia concreta de desprotección que viven los usuarios.
La Commendatrice
Enel sigue navegando las aguas del negocio eléctrico apoyado en la fuerza y capacidad del Estado italiano para hacer lobby: el vínculo entre Enel, Giorgia Meloni y Javier Milei no es directo ni orgánico, pero existe una convergencia clara de intereses y afinidades en el plano político-económico que ayuda a explicar la suerte de Edesur. Enel es una empresa estratégica para el Estado italiano: el gobierno de Italia conserva una participación accionaria relevante y capacidad de influencia política sobre sus decisiones. En ese marco, el ascenso de la liberal Giorgia Meloni no modificó el carácter “nacional-estratégico” de Enel, pero sí consolidó una visión pragmática: defensa de los intereses globales de las grandes empresas italianas, énfasis en rentabilidad, disciplina financiera y respaldo político frente a conflictos regulatorios en el exterior. En América Latina, Enel es uno de los principales vehículos de presencia económica italiana.
Meloni hace eso que Milei detesta: fortalecer el Estado y respaldar a las empresas estatales. El gobierno argentino promueve una agenda de desregulación, reducción del rol del Estado y recomposición tarifaria acelerada, que beneficia objetivamente a grandes concesionarias privadas, incluso cuando su desempeño operativo es deficiente. Para Enel —y particularmente para Edesur— este contexto abre una ventana de oportunidad: mayores ingresos tarifarios, expectativa de menor presión política inmediata y una relación más contractual que social con el Estado.
No hay un acuerdo explícito ni coordinación formal entre los tres actores, pero sí una alineación funcional: Enel como actor económico transnacional protegido por el Estado italiano; Meloni como garante político de los intereses estratégicos italianos; y Milei como presidente que impulsa un marco regulatorio y tarifario favorable a grandes concesionarias. La convergencia no explica los problemas del servicio, pero sí ayuda a entender por qué el desastroso servicio sigue siendo políticamente tolerado.
Reguladores, uníos
Desde la percepción social más inmediata, la unificación de los entes no se interpreta como una mejora institucional sino como un gesto de ordenamiento administrativo. Esa lectura, lejos de ser neutra, produce efectos desiguales. En electricidad, el usuario parte de una experiencia ya deteriorada: cortes visibles, conflictos tarifarios recurrentes y una relación cotidiana de frustración.
En ese contexto, que el regulador se diluya en una estructura mayor apenas modifica la imagen previa del ENRE, ya asociada a distancia o ineficacia. El costo simbólico adicional es bajo. En gas sucede lo inverso: el contacto con el regulador es menos frecuente, pero está cargado de sentido técnico y preventivo —seguridad, inspecciones, habilitaciones—. ENARGAS había logrado encarnar esa especialización. Al unificarse, esa identidad se diluye: el usuario deja de reconocer una autoridad nítida para un servicio que percibe como riesgoso. Ante un incidente grave, el nuevo ente puede ser visto como más lento, más burocrático y menos experto, erosionando un activo crítico: la confianza en materia de seguridad.
Para los usuarios, el saldo es claro: el regulador gasífero pierde más de lo que la electricidad gana. Desde la mirada de inversores y empresas reguladas, la interpretación es más homogénea y menos benévola. La existencia de reguladores sectoriales separados suele leerse como señal de especialización, previsibilidad y autonomía. La fusión, en cambio, se decodifica como recentralización política y pérdida de independencia decisional. Ese mensaje impacta con mayor fuerza en el gas, un sector intensivo en inversiones de largo plazo —upstream, transporte, almacenamiento— donde la estabilidad regulatoria es decisiva, y donde ENARGAS había construido una reputación técnica apreciada. Al perder entidad propia, esa reputación se diluye. En electricidad, la señal negativa existe, pero confirma expectativas ya formadas: el ENRE era percibido desde hace tiempo como un regulador de autonomía limitada. En términos de imagen, el gas sacrifica más credibilidad institucional que la electricidad logra recuperar.
La comparación internacional refuerza este diagnóstico. Allí donde se unificaron reguladores energéticos, los resultados fueron ambiguos o negativos cuando la motivación fue fiscal o política, y solo positivos cuando la fusión formó parte de una reforma integral, con diseño institucional nuevo y legitimidad clara. El Reino Unido logró sostener un regulador único porque creó desde cero una autoridad con identidad fuerte y poderes definidos; no absorbió un ente sólido en otro más cuestionado. Además, entre lores: “One does not tread on another’s prerogatives”. En España, la CNMC mejoró la coordinación macro, pero diluyó la especialización sectorial, y en energía muchos actores perciben una pérdida de foco técnico, especialmente en gas. En América Latina, las fusiones suelen asociarse a recortes y control político, con un efecto recurrente: degradación de la imagen técnica y aumento de la conflictividad regulatoria. La lección es consistente: cuando se fusiona un regulador relativamente sólido con otro más debilitado, el promedio no eleva al más débil; reduce al más fuerte.
Para los usuarios, el servicio de gas pierde una autoridad clara; para inversores y empresas, la señal de previsibilidad se debilita; y en la experiencia comparada, la imagen técnica solo se preserva si la unificación viene acompañada de una reforma profunda, creíble.
El Ministerio de Energía y Minería de Santa Cruz presenció este miércoles, a través de la Subsecretaría de Control Técnico Operativo de la Cuenca Austral, dependiente de la Secretaría de Estado de Hidrocarburos, el inicio de dos jornadas de medición de emisiones de gas metano que lleva adelante la operadora Ven Oil S.A. en la planta de gas El Cóndor, junto a la empresa contratista MES.
Durante el operativo, se están relevando emisiones de gas metano mediante dos metodologías complementarias, con el objetivo de obtener un control preciso y confiable de las emisiones generadas por la instalación.
Por un lado, se realizan mediciones a nivel de componentes mediante el uso de cámaras ópticas, lo que permite detectar y cuantificar emisiones fugitivas y venteos directamente en los distintos elementos de la planta; y de manera complementaria, se miden las emisiones totales de la planta, mediante un drone equipado con sensores TDLAS, que permite controlar la cantidad de metano que ingresa y egresa del establecimiento.
A través de esta tecnología se generan “paredes” y un “techo” virtual alrededor de la planta, posibilitando una medición aérea integral.
El objetivo central del procedimiento, es verificar que la sumatoria de las emisiones relevadas a nivel terrestre sea de una magnitud similar a la detectada mediante la medición aérea, fortaleciendo así la confiabilidad de los controles.
Se trata de la primera operación de este tipo que se realiza en la provincia de Santa Cruz, y responde a tres objetivos principales: reducir las emisiones al ambiente, lograr una operación más segura, y mejorar la eficiencia de la actividad hidrocarburífera, en línea con los estándares ambientales y operativos que se están promoviendo a nivel mundial.
El sector energético argentino evalúa las posibles consecuencias de un eventual incremento en la producción petrolera de Venezuela, que hoy ronda los 900.000 barriles diarios, una cifra similar a la de Argentina, pero muy inferior a los casi 4 millones de barriles diarios que alcanzó el país caribeño hace dos décadas.
Daniel Dreizzen, director de Aleph Energy y ex secretario de Planeamiento Energético, explicó en una entrevista que, aunque un repunte venezolano no impactaría de forma inmediata en Vaca Muerta, podría generar efectos indirectos en el mediano plazo, principalmente en el precio internacional del crudo y en la competencia por inversiones extranjeras.
El experto destacó que Venezuela posee las mayores reservas probadas de petróleo del mundo, pero aclaró que “una cosa es tener recursos y otra muy distinta es poder desarrollarlos”, debido a problemas estructurales como deficiencias en infraestructura, contratos y seguridad jurídica.
Sobre la calidad del petróleo venezolano, Dreizzen señaló que se trata de un crudo pesado y de alta densidad, que requiere ser mezclado con crudos más livianos para su refinación. Curiosamente, este tipo de petróleo puede ser útil en ciertos mercados, ya que la producción global se orienta hacia crudos cada vez más livianos. En comparación, el crudo de Vaca Muerta es muy liviano y también suele necesitar mezclas para su procesamiento.
En cuanto al impacto en los precios internacionales, Dreizzen relativizó la influencia de un aumento en la producción venezolana: “el mundo produce más de 103 millones de barriles diarios, por lo que un incremento de tres o cuatro millones desde Venezuela no modificaría de manera sustancial el precio en el corto plazo”.
Sin embargo, el especialista advirtió que en el mediano plazo podría haber consecuencias significativas. Una mayor oferta mundial podría profundizar la caída del precio del barril, que en el último año bajó de 80 a 60 dólares. Esta reducción implica menores ingresos y una capacidad de inversión más limitada para proyectos no convencionales como los de Vaca Muerta.
Otro punto clave es la competencia por el capital internacional. Dreizzen señaló que si, por motivos políticos o estratégicos, las compañías estadounidenses decidieran enfocar sus inversiones en Venezuela, Argentina podría verse afectada por una reorientación de portafolios, a pesar de las diferencias en proyectos y tipos de crudo.
Finalmente, el especialista enfatizó que, pese al avance de la transición energética, el petróleo seguirá siendo central durante varias décadas. “La electrificación avanza de manera desigual, los costos siguen siendo altos y la infraestructura global continúa dependiendo de los combustibles fósiles. Cambiar el sistema no es simple y alguien tiene que pagarlo”, resumió Dreizzen.
Esta mañana, en la Municipalidad de Cutral Co, se llevó a cabo la firma del Acta de Compromiso en el marco del Proceso Previo de Iniciativa Privada para el desarrollo del Parque Solar Fotovoltaico Cutral Co, un proyecto que prevé una potencia estimada de 30 megavatios (MW).
Del encuentro participaron el intendente Ramón Rioseco, el jefe de Gabinete y Gobierno Walter Mardones, y representantes de la empresa Kaizen Energy S.A.E.C.A., responsable de la iniciativa.
Durante el acto, el jefe comunal explicó que se trata de una propuesta de iniciativa privada presentada por la empresa Kaizen para la ampliación del parque solar, la cual ya cuenta con la autorización de CAMMESA y del Gobierno Nacional. En ese marco, señaló que la firma dispone de un plazo de 60 días para presentar las garantías, la inversión y los recursos necesarios para concretar la obra.
Rioseco remarcó además la importancia estratégica del proyecto para la ciudad y su impacto en el desarrollo local. “Esto dejará renta y eso nos permitirá realizar obras, construir escuelas, generar producción y crear mano de obra. El mundo que viene es el de la energía, por eso planteamos esto como una mirada hacia el futuro”, expresó.
Por su parte, el CEO de Kaizen Energy S.A.E.C.A., Claudio Escobar, destacó la trayectoria del municipio y el trabajo que viene desarrollando en materia energética. “Vimos la trayectoria y el buen trabajo que realiza el Municipio de Cutral Co. Treinta megas no es poco para Argentina ni para el mundo. Va a dar mucho que hablar y será muy beneficioso para los ciudadanos de Cutral Co”, afirmó.
El proyecto del Parque Solar Fotovoltaico se inscribe dentro de las políticas de impulso a las energías renovables y la transición energética, con el objetivo de promover el desarrollo sustentable y la generación de nuevas oportunidades económicas para la comunidad de Cutral Co.
Ali Moshiri conoce muy bien a al Argentina, después de todo, fue el primer inversor extranjero a través de Chevron en Vaca Muerta. Eran tiempos en que el kirchnerismo era muy mal visto en los mercados internacionales. Pero este presidente del coloso petrolero estadounidense para América latina, cargo que ejerció durante los últimos 40 años, firmó un suculento contrato con YPF que aún se guarda en reserva para invertir en el shale.
Casado con una venezolana, con hijos venezolanos, logró que la compañía permaneciera en Venezuela, más aún Chevron es la única petrolera de Estados Unidos que siguió en el régimen de Maduro.
Suele justificar, “para un verdadero hombre del petróleo, el riesgo no está sobre la tierra, está debajo”.
Entrevistado telefónicamente por Clarín y el medio experto en energía, Econo Journal, recuerda su experiencia en Argentina, “cuando en 2014 tuve que ir al directorio de Chevron a pedirles 1.200 millones de dólares para invertir en la Argentina, pensaban que yo estaba loco, que me había vuelto loco. Pero me alegra que lo hayamos hecho. Nunca nos detuvimos. Cuando me retiré de Chevron, siempre pensé que quería seguir teniendo presencia en la Argentina. En abril pasado junto con Doris Capurro, ex directora de YPF, invertimos en tres campos de petróleo convencional que YPF se desprendió en Santa Cruz. Argentina es increíble por dos razones. La primera es la gente: personas bien educadas, talentosas. La segunda es el país en sí: tiene una enorme cantidad de recursos naturales. Y ahora ustedes tienen un presidente con una visión económica, que quiere empujar al país más hacia el capitalismo, y ojalá funcione”.
-¿Cuál es el principal desafío para Venezuela?
-Desde el sábado por la mañana hay una nueva Venezuela. Y el primer paso es definir quién va a gobernar el país durante el período de transición. Eso es lo más importante. Es importante que sea alguien del sistema actual, guste o no, porque esa persona tiene que equilibrar todo y tener capacidad de diálogo. Si se trae a alguien completamente nuevo, se genera un vacío de poder, y ese vacío genera inseguridad, y nadie va a invertir.
-¿Ha estado en Caracas?
-Voy a Caracas muy seguido. De hecho, planeo ir la semana que viene o la siguiente. Voy porque la familia de mi esposa está allí y también porque tengo inversiones. Durante las sanciones invertimos en el sector privado, hicimos algunos acuerdos en el sector petrolero, siempre con privados, porque con el Estado no se podía por las sanciones. Tengo dos razones para ir: negocios y familia. Para mí siempre fue algo normal. Como ciudadano estadounidense, tuve que sacar visa porque mi residencia estaba vencida, pero la obtuve. Estuve dos semanas y pienso volver. Creo que todo va a estar bien.
¿Cree que Delcy Rodríguez es esa “persona del sistema” que mencionó?
-Anunciaron a Delcy Rodríguez como presidenta interina. Quien sea esa persona necesita tener el 100% del respaldo de Estados Unidos, y Estados Unidos tiene que tener influencia en el país. Si no, no funciona. Tiene que haber acuerdos y reconocimiento.
-¿Por cuánto tiempo debe estar a cargo Delcy Rodríguez?
-Solo para la transición. Absolutamente para la transición. Desde mi punto de vista, la última elección en Venezuela no fue una elección de popularidad. Fue una elección entre unos veinte grupos frente al sistema de Maduro. Era básicamente “me gusta o no me gusta el sistema Maduro”. Si hubiera un sistema verdaderamente democrático, habría muchos candidatos, como en la Argentina: políticos como Capriles, López, Rosales, y muchos jóvenes nuevos que podrían competir realmente. Eso sí sería un proceso democrático. Para llegar a eso, primero hay que estabilizar el país. Y como ustedes saben mejor que nadie, en América Latina la prioridad número uno es la economía. Apoyo cien por ciento esa estrategia.
¿Por qué Chevron se quedó tanto tiempo en Venezuela?
-Trabajé 40 años en Chevron y nunca nos metimos en política. En 2006 mantuve a Chevron en Venezuela con una lógica muy clara: mientras el valor de nuestros activos no empeorara —o incluso mejorara—, nos quedamos. Hicimos lo mismo en Angola. Mientras podamos operar dentro de la ley, Chevron se quedará. Esa fue siempre mi filosofía. Y fue la misma con la que entramos en Vaca Muerta. Muchos estuvieron en desacuerdo con nosotros, incluso una gran empresa europea se enojó mucho cuando decidimos invertir en la Argentina. Pero era un negocio. Nunca apoyamos a un partido político: analizamos la economía y decidimos invertir. Hoy se ve que fue una buena decisión: Chevron es una de las compañías mejor posicionadas para seguir operando en Venezuela.
-¿La industria petrolera venezolana puede crecer rápido en producción?
-Venezuela puede volver a producir 1,5 millones de barriles por día en unos 18 meses —o menos— con una inversión de entre 5.000 y 7.000 millones de dólares. Pero pasar de ahí es mucho más difícil.
¿Por qué?
Porque hay que reparar y expandir la infraestructura. Venezuela tiene 38 millones de barriles de capacidad de almacenamiento y solo el 40% es usable. El problema se traslada del subsuelo a la superficie. Llegar a 2,5 millones de barriles por día requiere obras importantes, con una inversión entre 80.000 y 100.000 millones de dólares. En el subsuelo se puede, pero en superficie hace falta muchísimo dinero.
Miguel Galuccio y su par de Chevron para América latina, Ali Moshiri en 2014.Miguel Galuccio y su par de Chevron para América latina, Ali Moshiri en 2014.
-¿Piensa invertir?
-Quiero ser de los primeros en invertir en Venezuela. Estoy trabajando en un vehículo de inversión para levantar 2.000 millones de dólares. Es mucho dinero, sí, pero estamos avanzando.
-¿Habló con funcionarios del gobierno de EE.UU.?
-Estamos en contacto con todos. Hasta hace dos meses nadie quería saber nada de Venezuela. Hoy, después del sábado, todos están tratando de entender qué pasa. Hace poco no podía levantar ni un dólar por las sanciones. Hoy todos quieren entrar. Nuestro objetivo es que de esos 2.000 millones, 1.000 millones vengan del sector público (gobierno de EE.UU.) y 1.000 millones del sector privado. Ya tenemos todo preparado: venimos trabajando en este proyecto desde hace años.
-¿Qué puede pasar con el precio del petróleo?
-El precio está débil, alrededor de 60 dólares. Por eso las grandes petroleras no van a correr a Venezuela. Hoy la industria habla de eficiencia de capital y costos. Si Rusia y Ucrania llegan a un acuerdo, habrá más petróleo en el mercado. Si cambia la situación con Irán, pueden subir la producción rápidamente. Todo eso presiona los precios a la baja. Por eso, la inversión en Venezuela vendrá principalmente del mercado privado.
¿Le preocupa la sobreoferta de crudo?
-Sí, hay sobreoferta. La OPEP produce unos 28–29 millones de barriles diarios y puede llegar fácilmente a 33. Pero el crudo venezolano es pesado y necesario para las refinerías, mientras que el petróleo del Permian es liviano y sobra. Nuestros proyectos asumen un precio de 60 dólares. No invertimos en activos que no sean económicamente viables. Creo que veremos precios bajos por un tiempo.
-Con 60 dólares el barril, ¿se cubren los costos operativos en Venezuela?
-Sí, si se es selectivo. Algunos activos no lo justifican. A 1,5 millones de barriles el break-even es de unos 45 dólares. Pero para llegar a 2,5 millones se necesitan proyectos con break-even de 65 o 70 dólares el barril. Por eso es clave seleccionar bien los activos.
-¿Y en Vaca Muerta?
-Depende del operador. Vista, por ejemplo, puede operar con break-even bajo, alrededor de 45 dólares. En Vaca Muerta, la eficiencia del capital no convencional ayuda mucho. Cuando la infraestructura esté lista, Vaca Muerta podrá operar cómodamente a 45 dólares.
El desarrollo de Vaca Muerta se consolida como el eje central de la estrategia energética argentina y abre la puerta a un salto exportador sin precedentes, con impacto directo en el ingreso de divisas y en el posicionamiento internacional del país.
Así lo afirmó Horacio Marín, presidente y CEO de YPF, al analizar el presente y las proyecciones de la compañía en una entrevista concedida a El Cronista.
Según el directivo, las inversiones en Vaca Muerta y en nueva infraestructura de transporte y exportación permitirán multiplicar los envíos de crudo y gas hacia el exterior hacia el final de la década.
“Vaca Muerta es una realidad, el petróleo es una realidad. Con la inversión que estamos haciendo en el VMOS, eso marca que se van para arriba las exportaciones fuertemente”, sostuvo Marín, al referirse al impacto de las obras de evacuación y logística.
De acuerdo con las proyecciones de YPF, hacia 2030 la Argentina podría alcanzar exportaciones cercanas a los 750.000 barriles diarios de petróleo, un volumen que permitiría generar alrededor de 20.000 millones de dólares anuales en ventas externas de crudo.
Este crecimiento se apoya en un cambio de paradigma en materia de infraestructura. Mientras el sistema actual está orientado principalmente al abastecimiento del mercado interno, los nuevos proyectos se diseñan con foco exclusivo en la exportación.
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En ese marco, Marín destacó obras clave como el oleoducto hacia Sierra Grande, que permitirá canalizar mayores volúmenes de petróleo hacia los mercados internacionales y ampliar de manera estructural la capacidad exportadora del país.
“El conjunto de las obras que se están ejecutando agregan capacidad y sumarán tranquilamente 20.000 millones de dólares por año en exportaciones”, aseguró el CEO de YPF.
El Gas Natural Licuado (GNL) aparece como el segundo gran pilar de esta estrategia. Marín confirmó que la decisión final de inversión ya está tomada para el primer buque licuefactor, que comenzará a exportar en 2027 y aportará unos 2.500 millones de dólares anuales.
A más largo plazo, el proyecto de GNL apunta a una escala mayor, con entre 12 y 18 millones de toneladas anuales. En ese escenario, YPF estima ingresos de entre 200.000 y 300.000 millones de dólares acumulados en un período de 20 años.
En términos financieros, Marín indicó que JP Morgan ya inició el sondeo de apetito de financiamiento en más de 200 bancos internacionales, y aseguró que el proyecto argentino se ubicaría entre los más rentables del mundo, muy cerca de Qatar.
Respecto al contexto internacional, el presidente de YPF explicó que la compañía toma como referencia un precio promedio de 63 dólares por barril para 2026 y cuenta con una estrategia de cobertura apoyada en reservas y en el aporte de los campos convencionales.
Consultado sobre una eventual reactivación de la industria petrolera venezolana, consideró que puede generar expectativas en el mercado, pero descartó un impacto inmediato, al señalar el fuerte deterioro de su infraestructura y las diferencias de calidad entre el crudo pesado del Orinoco y el shale liviano de Vaca Muerta.
Lo ratificó en su análisis el analista político y docente universitario, Rubén Zárate, por LU12 AM680. Señaló que Trump recibe un barril barato en la franja de los USD 50 para complacer su demanda interna. Qué sucedió con los aranceles de Estados Unidos. Porqué no afectará los planes de Vaca Muerta en el corto plazo. Cuál es el rol del gas.
El presidente de Estados Unidos, Donald Trump, oficializó que recibirá de Venezuela 50 millones de barriles de la producción surgida del país caribeño. LU12 AM680 Radio Río Gallegos entrevistó a Rubén Zarate, analista político, profesor e investigador universitario, que volvió a analizar el escenario actual en medio de grandes tensiones diplomáticas que hoy abarcan a Rusia.
Cómo influye las políticas de aranceles a las importaciones fijadas por el presidente Trump, ausencia de reservas estratégicas en Norteamperica, importación barata de Estados Unidos del petróleo venezolano y el impacto en Vaca Muerta, entre otras realidades, fue analizada por el especialista bajo la actual coyuntura mundial.
Llega el crudo a Estados Unidos
LOA: EE UU anunció que recibirá alrededor de 50 millones de barriles, ¿cuál es el impacto?
RZ: Lo que se anticipó el fin de semana es lo que está ocurriendo ahora. Pero, muchos analistas plantean temas que generan confusión. Lo primero es que Estados Unidos tiene superávit energético, es cierto. Importa menos hidrocarburo de lo que exporta en términos de dólares. Pero tenemos que conocer el problema central para analizarlo de manera precisa. EE UU posee unas 138 refinerías aproximadamente, fueron construidas en la década de 1960 para procesar petróleo barato que surgía de Venezuela y de Arabia Saudita que empezaba en ese momento a desarrollar su experiencia petrolera. Emiratos Árabes, que son grandes exportadores de hidrocarburos, recién empezaban a a generar su producción en 1962, es importante contextualizar.
El dato central a analizar es sobre las necesidades estratégicas actuales que tiene Estados Unidos, porque el 70% del petróleo Estados Unidos utiliza hoy para sus destilerías es pesado, del tipo de petróleo de Venezuela o el Escalante que se produce en la cuenca del Golgo San Jorge y lo refina Exxon.
Esto pasó desapercibido en los análisis de los gobernantes tanto de Chubut como de Santa Cruz en este tiempo en el cual la región ingresó en una crisis de hidrocarburos con la retirada de YPF. En concreto, Estados Unidos precisa que el 70% de todo el petróleo que refina sea pesado.
Cuando Hugo Chávez empieza a desengancharse del mercado estadounidense, genera un problema adicional que es de dónde Estados Unidos sustituirá ese petróleo. Actualmente, lo sustituye principalmente de Canadá y México. Por ejemplo, el primer país exportó en el 2024 el 22% del petróleo, Corea del Sur el 8% y México el 7%.
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El segundo elemento es el problema que se le presentó a Trump con su estrategia de aranceles con una política muy agresiva para recuperar su industria, totalmente ajeno a las ideas neoliberales que maneja, por ejemplo, Argentina. Creó beneficios para las industrias de capital norteamericano, pero también una serie de consecuencias en el mercado internacional. Una es que encareció coyunturalmente los hidrocarburos que importa. Canadá le subió los aranceles, al igual que México y Países Bajos que le vende el 7,2% del petróleo del Caribe.
Otro factor a analizar es que Estados Unidos tiene desde la década del 70, cuando se produce la crisis del petróleo, las reservas estratégicas. Son grandes cavas de sal que inyectan petróleo para cuando precise en usarlo. Durante el gobierno de Joe Biden se utilizaron casi la totalidad de esas reservas estratégicas, con lo cual Estados Unidos hoy no tiene capacidad de responder a su propio problema económico. El camino más directo que tiene es el petróleo venezolano.
Pero esa producción venezolana, haciendo valer su soberanía generó otras alternativas para comercializa, la compra China casi en un 90%.
LOA: ¿China es el gran perjudicado en este nuevo escenario?
RZ: No es una cuestión sólo de Estados Unidos contra China. Pienso que es una primera batalla entre el unilateralismo hegemónico sostenido por Estados Unidos desde la Segunda Guerra Mundial y el multilateralismo naciente.
De forma imprecisa se dice que en Venezuela no hay actividad económica, pero resolvieron el autoabastecimiento para su población. Hay empresas estadounidenses que forman parte del complejo petrolero que nunca se fueron. Por ejemplo, Chevron o Repsol están operando desde el régimen chavista, al igual que una firma italiana que lo hace sin problemas. Incluiso hay una asociación de empresas latinoamericamericanas radicadas en Texas que tienen sus propios intereses en Venezuela y operan de manera activa y permanente.
Por otro lado, lo que vino a hacer Trump es obturar el Gran Consenso del Caribe. Iban a poder utilizar el petróleo del Caribe en la economía norteamericana siempre y cuando dejaran que Venezuela generara su propia estrategia en términos de soberanía.
Hay que ver el nivel de urgencia que tiene el petróleo pesado para Trump, la primera medida importante que toma es capturar esos 50 millones de barriles. Hoy, Estados Unidos importa 8 millones de barriles diarios . Con Venezuela lo hará un precio más barato porque seguramente lo hará a un barril cercano a los USD 50 dólares, que es el precio que pagaría Estados Unidos sin aranceles.
Entonces acá hay una cadena de valor para las empresas de Estados Unidos protegidas por Trump que se benefician con Venezuela (Exxon, ConocoPhillips, Chevron) y las acciones siguen subiendo sin detenerse. También está Marathon Petroleum, por ejemplo, que son grandes refinerías que tiene Estados Unidos basados en petróleo pesado. Además de Halliburton y Schlumberger que son de servicios petroleros que se beneficiaron en Irak.
LOA: ¿Cómo es el circuito por el que se benefician?
RZ: Van a vender el precio al precio internacional del petróleo, pero van a adquirir petróleo subsidiado militarmente a menos de $50. Esto dicho por el propio Trump abiertamente, él está diciendo las cosas que está haciendo. Tiene un problema por que violó la totalidad de las normas internacionales pero tiene que cuidarse de no violar mucho las normas de su país, ahi tendrá un problema.
Esta es una operación compleja. Está revestida como una operación policial de la DEA pero claramente tiene todas las características de una operación militar. Y las operaciones militares tienen que pasar por el Congreso y esto no ha ocurrido ni parece que vaya a ocurrir en lo inmediato. En este caso hay una situación ambigua, para la legislación estadounidense todavía son solamente acciones policiales vinculadas al narcotráfico internacional aunque ya desde Estados Unidos se dice que el Cartel de los Soles no existe.
Vaca Muerta
LOA: ¿Si Estados Unidos recibe un barril barato, que pasará con el precio internacional de este commodities?
RZ: Hay que separar el escenario en dos partes. Por un lado la extracción lisa y llana y después hay una serie de mecanismos del comercio internacional difíciles de obviar. Estados Unidos puede ponerlo con un precio muy bajo, incluso casi simbólico, te diría. El primer dato que anticipa esta decisión de Estados Unidos es que uno de los buques que fue capturado -hay seis en total que están inhibidos para para generar comercio- que no devoldvió la carga. Es ilegal en términos internacionales, incluso para la ley de Estados Unidos. Todo es extremo y se lleva de manera urgente.
LOA: ¿Pero se pronistica una baja y eso daña a Vaca Muerta?
RZ: Ya se produjo una leve baja. En cualquier situación de guerra hubiera subido, salvo que las bolsas conozcan que exista una operación atrás de esto en el cual están involucradas las propias petroleras que dominan la economía de Estados Unidos que sigue siendo el principal importador de hidrocarburos del mundo.
Para analizar Vaca Muerta, hay que separar el petróleo y el gas. Vaca Muerta es un excepcional negocio en términos de gas que va a seguir creciendo. Y el petróleo está asociado a ese gas.
Pero lo que lo que se desenganchó con el sheil – tambien ocurre en Estados Unidos- es que se generó toda una economía nueva del gas y por otra parte se trastoca de alguna manera o se va transformando la economía del petróleo. Pero cuando hablamos de economía del gas estamos hablando de una novedad significativa.
Recientemente Panamericana Energy y Continental Resources comunicaron una adquisición por parte de Continental para ingresar a la zona de la Cuenca Neuquina. Es la principal empresa del sheil de Estados Unidos y además es una de las que controla globalmente el negocio del gas, muy beneficiada por la guerra de Ucrania porque es de la que más gas le vende a Europa.
Ahora, Total -está presente en la Cuenca Austral– le compró un 40% de otros yacimientos en Estados Unidos a Continental. Lo que sucede es que se está cerrando un fenomenal negocio con el gas entre muy pocas empresas y también lo que está pasando es que están desenganchando el gas de las estrategias del desarrollo territorial.
LOA: ¿Qué significa esto?
RZ: El gas va a formar parte del comercio internacional generando algún crecimiento económico, claramente, pero no va a estar vinculado al desarrollo y la industrialización de los territorios de la región. Y estamos asistiendo a una serie de decisiones en la cual hay pactos por exportación que no tienen menos de 20 o 30 años a futuro.
Entonces lo que está ocurriendo en el mundo comercial es que se está separando el recurso natural y estamos cada vez más lejos de industrializar nuestro gas y estamos cada vez más cerca de primarizar la economía.
El fuerte avance de la producción de shale oil en Vaca Muerta permitió que la Argentina alcanzara en 2025 niveles históricos de producción de crudo y se posicionara como el cuarto mayor productor de petróleo de Sudamérica, superando a Colombia y con el objetivo de ingresar al podio regional en 2026.
Este desempeño tiene a la provincia del Neuquén como protagonista central, consolidándose como motor del desarrollo energético nacional a partir de un modelo que combina inversión, planificación, institucionalidad y previsibilidad para el sector hidrocarburífero.
Durante el último año, el crecimiento de la producción no convencional se apoyó en un conjunto de políticas provinciales que facilitaron el desembarco de capitales, el desarrollo de infraestructura y la consolidación de la licencia social necesaria para sostener un proceso de expansión de largo plazo.
Uno de los pilares del modelo neuquino fue la definición de reglas claras y estables. El gobernador Rolando Figueroa reiteró en distintos foros nacionales e internacionales que la energía constituye una política de Estado en la provincia, lo que permitió ofrecer seguridad jurídica y previsibilidad fiscal a los inversores.
Ese mensaje fue reforzado en escenarios clave como la Offshore Technology Conference de Houston, donde Neuquén presentó a Vaca Muerta como un activo estratégico con condiciones institucionales sólidas para el desarrollo sostenido de proyectos de gran escala.
La provincia mantuvo una política coherente en materia de permisos, concesiones y contratos, sin cambios abruptos en las reglas de juego, lo que resultó determinante para sostener inversiones incluso en un contexto de volatilidad de la política energética a nivel nacional.
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En paralelo, el fortalecimiento de la institucionalidad fue otro factor central. El Gobierno neuquino consolidó una autoridad de aplicación con capacidad técnica propia, conocimiento del territorio y continuidad administrativa, lo que permitió una gestión ordenada y eficiente de los recursos hidrocarburíferos.
La planificación técnica permanente, impulsada desde el ministerio de Energía, permitió definir metas claras, evaluar resultados y garantizar una administración responsable del crecimiento productivo, tanto en el segmento convencional como en el no convencional.
Dentro de este esquema, la empresa estatal Gas y Petróleo del Neuquén se consolidó como una herramienta estratégica del Estado para articular capital privado, gestionar áreas productivas y promover proyectos de valor agregado.
GyP participa hoy en asociaciones con operadoras líderes y administra más de un centenar de áreas reservadas para exploración y producción, cumpliendo un rol clave en la transición desde el convencional hacia el desarrollo masivo del shale.
La infraestructura fue otro eje determinante. Neuquén sostuvo una fuerte inversión en rutas, logística, energía y servicios, con el objetivo de reducir costos operativos y mejorar la competitividad de la producción de petróleo y gas, incluyendo obras estratégicas como el bypass de Añelo.
Estas inversiones permitieron acompañar tanto la actividad en áreas maduras como el crecimiento acelerado del no convencional, garantizando condiciones de seguridad y eficiencia para las operaciones en toda la cuenca.
El ministro Ignacio Jarsún recibió al secretario General de ASIJEMIN, Marcelo Mena, a los fines de trazar ejes de trabajo comunes para la actividad.
Con el objetivo de avanzar hacia una provincia más integrada, el ministro de Gobierno y Justicia, Ignacio Jarsún, se reunió con el secretario General de la Asociación Sindical del Personal Jerárquico, Profesional y Técnico de la Actividad Minera en Argentina (ASIJEMIN), Marcelo Mena.
Durante el encuentro, dialogaron sobre la importancia de actualizar la legislación vigente, integrar a todas las comunidades y analizar los requerimientos actuales para el desarrollo del cobre, la plata y el oro. Asimismo, coincidieron en potenciar la formación profesional a través de la conjunción empresas, sindicatos y Gobierno provincial.
Salta crece con la minería como aliado estratégico
“Tal como nos pide el gobernador Gustavo Sáenz, mantenemos un diálogo constante y abierto con los distintos sectores; ese vínculo directo nos permite priorizar las demandas locales urgentes, y dar respuestas mucho más rápidas y eficientes”, sostuvo Jarsún.
Por su parte, Mena expresó: “Nos ponemos a disposición de esta gestión para tener la mejor minería en Salta. Queremos trabajar conjuntamente en políticas que beneficien tanto a los trabajadores como a la comunidad en general”.
Participaron también en la reunión el concejal por Capital, Luis Arias, e integrantes del equipo de la Asociación, Diego Medina y Roberto Velázquez.
Los primeros nueve meses del 2025 mostraron un crecimiento de 10,5% de la actividad en los puertos bonaerenses administrados por los consorcios de gestión provincial respecto al mismo periodo del 2024, según el último informe de Monitoreo Portuario que realiza el ministerio de Producción bonaerense.
En lo que respecta al tercer trimestre – julio a septiembre- se movilizaron 41,9 millones toneladas de carga que incluyen materiales sueltos como granos, pesca, combustible y otros commodities.
El estudio de la actividad portuaria también registró un gran crecimiento en el sector de contenedores, con un total de 395.419 en los primeros nuevos meses de 2025, 77,4% más que en 2024, donde el puerto de Dock Sud se destacó por su capacidad de movimiento de mercancías. Mientras que el movimiento de buques aumentó un 12,9% y la circulación de camiones un 24,5% en los primeros nueve meses del 2025.
Energía, Vaca Muerta y las inversiones en Coronel Rosales: las claves en el crecimiento
Uno de los rubros más determinantes en el repunte fue el crecimiento de la actividad logística en el sector energético.
A partir del crecimiento productivo de vaca Muerta y las últimas inversiones realizadas en la terminal del Puerto de Coronel Rosales que incrementaron en casi un 20% la capacidad de almacenamiento, el movimiento de crudo creció un 70,6% interanual.
Esa cifra equivale a 5 millones de toneladas durante los primeros nueve meses del 2025.
En ese marco, los productos vinculados al petróleo crudo, combustibles líquidos y gases representaron un 48% del total de carga a granel o movilizada, un dato que advierte sobre la fuerte concentración de la actividad portuaria.
Mejora en las exportaciones a granel y de contenedores
La mejora de las exportaciones a granel estuvo motorizada por el aumento en las exportaciones que se ubicó en casi 24 millones de toneladas, la mejor cifra en siete años.
En el caso de los contenedores, el gran salto se produjo gracias a la incorporación de nuevos servicios con el dominio de la Terminal de Dock Sud .
A ello hay que agregar las recuperaciones de trasbordo con Paraguay que facilitaron la conectividad marítima.
Detrás de la actividad energética (48%) se ubicó el sector de cereales y oleaginosas con un 36% sobre el total, consolidando el perfil más tradicional de la actividad portuaria provincial.
El ministro de Energía de Neuquén, Gustavo Medele, detalla la estrategia que desplegará la provincia para fortalecer a Vaca Muerta ante las posibles consecuencias de la reactivación de Venezuela en el mercado del petróleo.
La captura de Nicolas Maduro, presidente de Venezuela y la posibilidad de que nuevas inversiones incrementen la oferta de crudo desde ese país no pasó desapercibida en Vaca Muerta. La primera semana de enero transcurrió con reuniones entre operadoras y representantes del gobierno provincial para analizar, entre otras cosas, el impacto de las medidas anunciadas por EE.UU.
La noticia no tomó por sorpresa a las compañías de Vaca Muerta que hace años veían como ineludible la posibilidad de que el régimen de Maduro llegara a su fin y permitiera la vuelta al ruedo de Venezuela al comercio internacional.
Tras su captura, las conversaciones se centraron en la posibilidad de que el país caribeño retome una senda de producción que alcance los 3 millones de barriles diarios, incremente el comercio de gas, los plazos en los que se darían estos cambios y los efectos que eso tendría en el futuro de Vaca Muerta.
Ante esta posibilidad, la gobernación de Neuquén, que encabeza Rolando Figueroa, enfatiza en la necesidad de reducir los costos en la Cuenca Neuquina para hacer más competitivos el gas y el petróleo de Vaca Muerta. En esa clave, adelantaron que en 2026 se buscará acelerar el plan para mejorar la infraestructura vial a fin de mejorar los tiempos de la logística.
Además, advirtió a las empresas sobre las ventajas de incrementar el uso de arenas de cercanía para estimular hidráulicamente los pozos no convencional, en oposición a la arena de Entre Ríos.
Neuquén analiza el efecto Venezuela
En conversación con EconoJournal, el ministro de Energía de Neuquén, Gustavo Medele, afirmó que “los países con grandes reservas de hidrocarburos siempre tendrán un efecto en el mercado global. Entendemos que en el corto plazo no veremos grandes cambios, en el mediano plazo existen dudas, pero sabemos que a largo plazo habrá un impacto mundial”.
El ministro de Energía de Neuquén, Gustavo Medele, analizó el impacto sobre Vaca Muerta de una eventual reactivación de la industria petrolera en Venezuela. Si bien no hay temor por la competencia que pueda generar en el mercado el crudo venezolano -que es más pesado que el Medanito que comercializa argentina- los efectos que pueda tener la presencia de Venezuela sobre el precio del barril del Brent sí se presentan como un interrogante entre las compañías.
En este contexto, el ministro de Energía sostuvo que “desde Neuquén tenemos que seguir trabajando en el costo de producción y entendemos que tenemos que hacer un trabajo estratégico para reducir los costos del barril y de la molécula de gas. Para esto hay que dar reglas claras e invertir en infraestructura. Todo lo que hacemos está en esa línea ante la posibilidad de que en algún momento puede pasar algo que inunde (de crudo) el mercado”.
El ministro aseguró que la estrategia de la provincia para trabajar en este sentido apunta a acelerar las mejoras en las rutas provinciales que permiten conectar Vaca Muerta para reducir las demoras y embotellamientos que hoy presentan y construir nuevas redes eléctricas. Estimó que esta nueva infraestructura impactaría en una reducción del 20% de los costos de las empresas.
Las claves del plan de Neuquén para reducir tiempos de transporte
El plan incluye para este año la ejecución de un total de nuevos 264 kilómetros de rutas que se suman a los 400 que se ejecutaron o iniciaron en 2025. Entre estas, contempla la pavimentación de las rutas provinciales 8 y 17 por un total de 51 kilómetros cruciales para la logística de Vaca Muerta.
Se suman las rutas 7 y 17 donde se están asfaltando 23 kilómetros. Mientras que está próxima a comenzar la obra que suma 19 kilómetros de la duplicación de calzada en la ruta 67 que conecta a la ciudad de Neuquén con Vista Alegre Norte y la región de Vaca Muerta.
El inicio de 2026 encuentra al mercado energético internacional atravesado por un episodio de fuerte impacto geopolítico: la intervención de Estados Unidos en Venezuela y la captura del presidente Nicolás Maduro, un hecho que volvió a poner en discusión la seguridad del suministro petrolero en la región.
El hecho generó reacciones en distintos países y reabrió el debate sobre el rol de los recursos energéticos estratégicos en América Latina, en un contexto de creciente atención por la estabilidad de la oferta.
En ese contexto de crisis e incertidumbre, Argentina reaparece como una oportunidad concreta para la inversión en energía. Vaca Muerta, una de las mayores formaciones de hidrocarburos no convencionales del mundo, se consolida como un activo estratégico en un momento en el que los inversores buscan previsibilidad, escala productiva y marcos regulatorios más claros. Mientras otros países enfrentan tensiones institucionales o limitaciones operativas, el shale argentino mantiene su atractivo de largo plazo.
A lo largo de 2025, el sector energético local mostró señales claras de evolución. Se sucedieron anuncios de inversión, acuerdos estratégicos entre compañías locales e internacionales y avances sostenidos en proyectos clave de exploración y producción. La actividad en la cuenca neuquina registró un incremento significativo en la perforación de pozos y en la aplicación de nuevas tecnologías, lo que permitió mejorar la productividad y reducir costos operativos.
En paralelo, el Gobierno nacional impulsó una agenda de reformas orientadas a fortalecer la competitividad del sector. Las iniciativas en materia laboral y fiscal apuntaron a mejorar la eficiencia del entramado productivo, reducir rigideces históricas y generar condiciones más atractivas para la llegada de capitales. En un negocio intensivo en inversiones y de retornos de largo plazo, estos cambios son observados de cerca por los principales jugadores de la industria.
RIGI, transporte y el salto de escala de Vaca Muerta
En esta nueva etapa, el desarrollo de Vaca Muerta enfrenta un desafío distinto al de sus primeros años: transformar el crecimiento productivo en una plataforma sostenible de exportaciones. En ese marco, la implementación del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) aparece como una herramienta central para aportar previsibilidad fiscal, cambiaria y regulatoria a proyectos de gran escala, especialmente en un sector intensivo en capital como el energético.
Uno de los puntos críticos es la infraestructura de transporte. El proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) apunta a resolver uno de los principales cuellos de botella del yacimiento mediante la construcción de un nuevo oleoducto y una terminal portuaria sobre el Atlántico, con una capacidad inicial estimada en más de 500.000 barriles diarios, ampliable en función de la evolución de la producción. Este tipo de obras resulta indispensable para reducir costos logísticos y viabilizar el salto exportador.
YPF cumple un rol clave en este proceso, tanto por su peso específico en la producción no convencional como por su capacidad de articular inversiones junto a otras compañías del sector y coordinar acuerdos con el Estado nacional. La alineación entre Nación, provincias productoras y empresas privadas aparece como un factor determinante para acelerar plazos y reducir la incertidumbre asociada a inversiones de largo plazo.
De acuerdo con estimaciones del sector, los proyectos vinculados a transporte y exportación asociados a Vaca Muerta implican compromisos de inversión por varios miles de millones de dólares en los próximos años. Más allá de los montos, el punto central es que, con reglas de juego claras, infraestructura adecuada y coordinación público-privada, el yacimiento comienza a transitar una etapa de consolidación que lo posiciona como un activo estratégico para la economía argentina.
El desafío de pasar de la expectativa al desarrollo sostenido
Los resultados comienzan a reflejarse en los indicadores. La producción de petróleo no convencional alcanzó nuevos máximos, con Vaca Muerta como principal motor del crecimiento. La expansión del shale permitió no solo cubrir una mayor proporción de la demanda interna, sino también fortalecer el perfil exportador del país, con impacto directo en la balanza comercial energética.
Sin embargo, el desafío no se limita a producir más. La infraestructura aparece como una pieza clave para sostener las expectativas hacia 2026. Proyectos de transporte y evacuación de crudo y gas, como nuevos oleoductos y ampliaciones de capacidad, resultan determinantes para evitar cuellos de botella y viabilizar un salto en las exportaciones. En este sentido, la articulación entre el sector público y privado será central para acompañar el ritmo de crecimiento productivo.
Las proyecciones para 2026 muestran un escenario de consolidación. Empresas líderes del sector anticipan planes de inversión de gran escala, con foco en aumentar la producción, mejorar la eficiencia y posicionar a la Argentina como un actor relevante en el mercado energético regional. Al mismo tiempo, el desarrollo de proyectos asociados al gas natural y la posibilidad de avanzar en iniciativas de licuefacción amplían el horizonte de oportunidades.
El operativo se desarrolla en la planta de gas El Cóndor e incorpora tecnología terrestre y aérea para detectar emisiones, mejorar la seguridad operativa y reducir el impacto ambiental. Participaron de la primera medición autoridades del Ministerio de Energía y Minería.
El Ministerio de Energía y Minería de Santa Cruz presenció este miércoles, a través de la Subsecretaría de Control Técnico Operativo de la Cuenca Austral, dependiente de la Secretaría de Estado de Hidrocarburos, el inicio de dos jornadas de medición de emisiones de gas metano que lleva adelante la operadora Ven Oil S.A. en la planta de gas El Cóndor, junto a la empresa contratista MES.
Durante el operativo, se están relevando emisiones de gas metano mediante dos metodologías complementarias, con el objetivo de obtener un control preciso y confiable de las emisiones generadas por la instalación.
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Por un lado, se realizan mediciones a nivel de componentes mediante el uso de cámaras ópticas, lo que permite detectar y cuantificar emisiones fugitivas y venteos directamente en los distintos elementos de la planta; y de manera complementaria, se miden las emisiones totales de la planta, mediante un drone equipado con sensores TDLAS, que permite controlar la cantidad de metano que ingresa y egresa del establecimiento.
A través de esta tecnología se generan “paredes” y un “techo” virtual alrededor de la planta, posibilitando una medición aérea integral.
El objetivo central del procedimiento, es verificar que la sumatoria de las emisiones relevadas a nivel terrestre sea de una magnitud similar a la detectada mediante la medición aérea, fortaleciendo así la confiabilidad de los controles.
El aprendizaje sobre minería suma una nueva herramienta digital. El Grupo Educativo ADM presentó un canal educativo en YouTube con contenidos audiovisuales pensados para el aula, orientados a explicar procesos complejos de forma clara y cercana para niños.
La propuesta se apoya en animaciones generadas con inteligencia artificial y en un enfoque local. Los videos muestran paisajes, ejemplos y actividades reales de la minería argentina, con un lenguaje accesible y adaptado al contexto del país.
El canal funciona como una currícula audiovisual completa. Incluye materiales sobre qué es la minería, los distintos tipos de minas y las etapas del proceso, desde la exploración hasta el cierre responsable, con un recorrido didáctico y visual.
El proyecto mantiene actividad durante el verano. Se sumarán nuevos episodios y temáticas para ampliar la biblioteca digital, con la meta de llegar al ciclo lectivo 2026 con un catálogo robusto y de acceso libre desde cualquier dispositivo.
Cada video cuenta con un respaldo tecnológico adicional. “Anita” es un chatbot con IA que acompaña los contenidos, alojado en la web de ADM, y permite a docentes y familias consultar información verificada y validada por profesionales del sector.
España lanzó una serie de convocatorias que movilizan €1369 millones en ayudas para proyectos estratégicos que responden a un enfoque multisectorial en almacenamiento, infraestructura portuaria para eólica marina, transición energética industrial y eficiencia energética.
Se trata de seis líneas de ayudas actualmente activas: PORT-EOLMAR (€212 millones), Redes de calor y frío renovables (€50 millones), Sustitución de combustibles fósiles en cogeneración y residuos (€50 millones), RENOVAL II (€355 millones), Eficiencia energética y renovables en industria y servicios (€500 millones) y la segunda convocatoria del Programa de Incentivos a Proyectos Innovadores de Energías Renovables y Almacenamiento (€202,5 millones), lanzada por el IDAE a finales de diciembre.
A continuación, el detalle de cada línea activa, sus fondos asignados, requisitos y estado de tramitación.
La línea PORT-EOLMAR destina €212 millones a proyectos de inversión para adaptar infraestructuras portuarias al despliegue de energías renovables marinas, en especial eólica marina flotante. La distribución regional de fondos contempla €100 millones para el Golfo de Vizcaya y costas ibéricas, €82 millones para el mar Mediterráneo y €30 millones para Canarias (Atlántico Macaronésico).
Las ayudas están dirigidas exclusivamente a Autoridades Portuarias del sistema estatal, individualmente o agrupadas, y los proyectos deberán ejecutarse en un plazo máximo de 48 meses, sin superar el 31 de diciembre de 2030. Mientras que el plazo de solicitud se extiende entre el 28 de enero y el 3 de marzo.
Esta convocatoria cobra relevancia en un contexto donde España cuentacon más de una docena de preproyectos se encuentran paralizados a la espera de subastas y de la definición de regulaciones. Por su parte, APPA Marina reclama al Ejecutivo mayor claridad regulatoria y medidas urgentes para evitar que España quede rezagada frente a competidores europeos.
Por el lado del programa RENOVAL II moviliza €355 millones para fortalecer la industria nacional vinculada a la transición energética y apoyar la fabricación de componentes y tecnologías limpias, reduciendo la dependencia exterior y generando empleo verde dentro del país.
Podrán acceder empresas manufactureras, grandes industrias y PYMES proveedoras de soluciones en energías renovables, almacenamiento, eficiencia energética, hidrógeno renovable y redes inteligentes. Las solicitudes pueden presentarse desde el 22 de enero hasta el 25 de febrero.
Almacenamiento energético con bombeo reversible
Con una dotación de €90 millones, esta línea tiene como foco el almacenamiento hidroeléctrico mediante bombeo reversible, considerado estratégico para dotar de estabilidad y flexibilidad al sistema eléctrico. Las solicitudes pueden presentarse desde el 27 de enero al 26 de febrero.
Está dirigida a empresas energéticas, consorcios tecnológicos y operadores del sistema. Los proyectos deberán tener un componente de innovación tecnológica y estar alineados con la planificación energética nacional. Se priorizarán aquellos que permitan integrar más energías renovables variables (como solar y eólica) y contribuyan al equilibrio de la red en escenarios de alta penetración renovable.
Eficiencia energética y renovables en industria y servicios
La Conferencia Sectorial de Energía aprobó en diciembre de 2025 el reparto de €500 millones entre comunidades autónomas para impulsar la eficiencia energética y el uso de renovables en sectores industriales y de servicios.
Cada región abrirá sus propias convocatorias para ejecutar los fondos, priorizando proyectos que combinen mejoras en la gestión energética con integración de tecnologías limpias, incluyendo sistemas de autoconsumo, redes térmicas renovables y electrificación de procesos.
Las actuaciones elegibles abarcan: Optimización de procesos industriales, climatización eficiente y con energías renovable, automatización y digitalización energética y reducción del consumo eléctrico convencional
Podrán acceder empresas industriales, establecimientos del sector servicios (como hoteles, hospitales, centros comerciales), así como infraestructuras logísticas. El reparto regional ya fue aprobado y se espera que las comunidades comiencen a abrir sus líneas específicas durante el primer semestre de 2026.
Redes de calor y frío alimentadas por renovables
Otra convocatoria con €50 millones de presupuesto está orientada a la creación o ampliación de redes térmicas alimentadas con fuentes como biomasa, geotermia o solar térmica. Las solicitudes pueden presentarse entre el 21 de enero y el 27 de febrero
Se aceptan proyectos promovidos por entidades públicas, privadas o mixtas, y se subvenciona la totalidad de la cadena: generación térmica renovable, distribución, almacenamiento y puntos de intercambio. Se priorizarán proyectos que suministren calor a varios edificios o instalaciones públicas.
A esos llamados se debe añadir uno centrado en la sustitución de combustibles fósiles en instalaciones de cogeneración y plantas de tratamiento de residuos por tecnologías renovables. Las ayudas cuentan con €50 millones disponibles y pueden solicitarse desde el 26 de enero hasta el 2 de marzo.
Los beneficiarios pueden ser empresas públicas o privadas titulares de instalaciones térmicas que operen bajo cogeneración de alta eficiencia o tratamientos energéticos de residuos. Las tecnologías elegibles incluyen bombas de calor, redes térmicas renovables, electrificación directa y autoconsumo.
Proyectos innovadores de renovables y almacenamiento (segunda convocatoria)
Cabe recordar que a finales de diciembre el IDAE lanzó oficialmente la segunda convocatoria del Programa de Incentivos a Proyectos Innovadores de Energías Renovables y Almacenamiento, con un presupuesto total de €202.500.000.
La línea financia soluciones vinculadas a almacenamiento, integración sectorial, agrivoltaica, generación renovable distribuida y otras tecnologías con bajo nivel de implantación comercial. El plazo para presentar solicitudes comenzará el 14 de enero y finalizará el 19 de febrero.
Todas las convocatorias activas funcionan bajo el principio de concurrencia competitiva y se otorgan como subvención a fondo perdido, con intensidades que pueden alcanzar el 100% en algunos casos, especialmente para proyectos públicos o estratégicos.
El desafío será ahora ejecutar estos recursos de manera ágil y coordinada, resolviendo las barreras normativas pendientes y garantizando el impacto real de estas inversiones.
El sector energético privado, por su parte, espera definiciones clave, especialmente en áreas como eólica marina y almacenamiento para acompañar este impulso con proyectos viables y escalables.
Los buses eléctricos siguen mejorando la conectividad y el transporte limpio en la Ciudad: suman casi 3,5 km más a su recorrido y ya conectan las estaciones de trenes de Retiro y la Terminal de Cruceros con el Centro y Parque Lezama.
Además, la primera línea de e-buses ahora pasa por la calle Esmeralda, en lugar de Bartolomé Mitre, San Martín y Marcelo T. de Alvear, hacia Retiro: con este cambio, en hora pico, el tiempo de viaje se acorta 10 minutos. A partir de esta modificación también se agregaron nuevas paradas.
El Centro de Transbordo de Retiro es uno de los principales de la Ciudad porque permite conexiones con los trenes Mitre, San Martín y Belgrano Norte, con las líneas C y E del subte y con la Terminal de Ómnibus. Esta mejora en el recorrido es clave y suma más alternativas de traslado para los usuarios.
Y en la Terminal de Cruceros Quinquela Martín se agrega otra parada del e-Bus, que amplía en un 20% su cobertura en zonas estratégicas de la Ciudad sin alterar su frecuencia.
“Ampliamos el servicio del e-Bus para conectar más lugares en menos tiempo y vamos a seguir avanzando con la movilidad sustentable. Este año vamos a tener la primera línea de Trambus también ciento por ciento eléctrica, que va a conectar el Aeroparque con Nueva Pompeya”, sostuvo el Jefe de Gobierno, Jorge Macri. Y agregó: “Cuando hablamos de movilidad, queremos estar primeros en estándares de eficiencia, seguridad y modernidad de la región”.
La rectificación del trayecto desde Parque Lezama hacia Retiro anula las paradas sobre la calle San Martín (Bartolomé Mitre, Av. Corrientes, Tucumán, Av. Córdoba y Marcelo T. de Alvear) y las reemplaza por tres nuevas sobre calle Esmeralda, en el cruce con Av. Corrientes, Tucumán y Av. Córdoba.
Desde la puesta en funcionamiento de la primera línea de buses 100% eléctricos, en mayo, ya viajaron más de 300 mil pasajeros y su flota recorrió más de 160 mil kilómetros. Es operado por 30 conductoras como un sistema de transporte moderno, eficiente y con impacto ambiental significativamente menor al de los colectivos tradicionales.
Con los nuevos cambios, el recorrido total alcanza los 14,9 kilómetros. Los ajustes recientes se realizaron también a partir de encuestas con pasajeros: 8 de cada 10 considera positiva la extensión del servicio, principalmente por la mejora en la conectividad con otros medios de transporte. Y destacan avances en la rapidez, comodidad y accesibilidad de los buses eléctricos de la Ciudad.
Misiones tomó la decisión de invertir recursos en la creación de energías limpias, con el objetivo de igualar la producción de la represa Urugua-í, en tres años. El Gobierno provincial apoya fuertemente la implementación de energías renovables. Con el avance de la industria local, se vuelve imprescindible adoptar medidas estratégicas para la preservación de la biodiversidad.
El titular de la Secretaría de Energía Paolo Quintana sostuvo en declaraciones a Canal 12 que “el desarrollo energético no puede estar disociado del cuidado del medio ambiente”. En ese contexto, también afirmó que la medida elegida es la creación de más centrales de generación en un corto o mediano plazo.
En total, existen un total de 5 plantas solares fotovoltaicas, mientras que también funcionan otras tantas generadoras por biomasa. “Cada una está diseñada para trabajar en el punto específico donde se incorporó”, explicó el secretario. Según consignó, el objetivo particular de este año es lograr una generación de 20 megas más, equivalentes al total de 8 parques fotovoltaicos.
“Somos la provincia que hizo la mayor inversión en infraestructura”, enfatizó el ministro sobre el plano nacional. Finalmente, brindó detalles sobre las proyecciones que tienen desde su cartera. “La meta principal es equiparar la potencia (de energías limpias) que tenemos de la represa Urugua-í con centrales solares fotovoltaicas”, sostuvo. Y concluyó: “eso representaría aproximadamente un 30% de lo que es el consumo energético de toda la provincia, hoy en día”.
La empresa Quantum SRL fue adjudicada para ejecutar la obra de modernización de la Estación Transformadora General Roca, con una inversión provincial superior a los $2.200 millones, destinada a readecuar el edificio de control y mejorar la calidad del servicio eléctrico.
La adjudicación corresponde a la readecuación del edificio de control de la Estación Transformadora General Roca, en el marco de la licitación pública realizada para la readecuación del edificio de control, y que se tramita a través de la empresa estatal Transcomahue S.A.
La inversión asciende los $2.200 millones, e incluye la integración, conexionado, montaje, ensayos y puesta en servicio de nuevos tableros de protección, control, comunicaciones y servicios auxiliares en el nuevo edificio de control.
La inversión forma parte del plan de modernización que la Provincia impulsa para fortalecer la infraestructura eléctrica de General Roca y su zona de influencia, incorporando equipamiento actualizado y mejores condiciones operativas para sostener un servicio más confiable.
De acuerdo con las condiciones establecidas, el plazo de entrega previsto es de 10 meses desde el acta de inicio, con un esquema de pago que contempla 20% de anticipo y 80% por certificaciones mensuales.
La Secretaría Nacional de Energía de Panamá postergó la licitación pública LPI ETESA 01-25, orientada a nuevos proyectos de generación eólica e hidroeléctrica, fijando el 3 de marzo de 2026 como nueva fecha para la recepción de ofertas.
La medida, publicada mediante la Resolución N.° MIPRE-2026-0000072, responde a solicitudes del sector que advertían limitaciones en el diseño contractual original.
La modificación del calendario se acompaña de ajustes técnicos en el esquema de contratación. Hasta ahora, las propuestas solo podían presentarse bajo la modalidad de contrato con diferencia de curva de demanda, una estructura que, según advirtió ETESA, dificultaba la viabilidad financiera de proyectos con generación variable, como los eólicos.
En respuesta, la Secretaría resolvió permitir una alternativa adicional: diferencia de curva de generación, que habilita a los desarrolladores a presentar ofertas más alineadas con su perfil técnico y operativo, especialmente en el caso de tecnologías no gestionables.
Por lo que la resolución mencionada instruyó a ETESA a adaptar el pliego de cargos en función de estas modificaciones y a presentar el documento actualizado ante la Autoridad Nacional de los Servicios Públicos (ASEP) antes del 8 de enero.
Condiciones revisadas y expectativas del mercado
La subasta LPI ETESA 01-25 forma parte del proceso de contratación de potencia firme y energía a largo plazo para centrales nuevas, exclusivamente de tipo eólico e hidroeléctrico., que se enmarca dentro de la estrategia nacional de transición energética, con foco en la reducción de emisiones y la diversificación de la matriz.
El esquema original había generado preocupación en el sector privado por su impacto sobre la competitividad de ciertos proyectos. Al obligar a los proponentes a ajustarse a una curva de demanda rígida, el diseño excluía propuestas que no podían garantizar producción constante, incluso si aportaban energía limpia y complementaria al sistema.
Con el nuevo plazo, las empresas interesadas tendrán más margen para evaluar las condiciones, rediseñar sus ofertas y presentarse en igualdad de condiciones. Desde el mercado, la expectativa es que esta apertura técnica contribuya a ampliar la participación y mejorar las condiciones económicas del proceso.
Fuentes del sector advirtieron que esperan que la adjudicación no sufra nuevas demoras. Según indicaron, una buena política energética es aquella que «vela por el bienestar y la salud de la población a precios accesibles”.
De respetarse el nuevo cronograma, la adjudicación podría concretarse en el primer semestre del año. El avance del proceso es clave para habilitar la construcción de nuevos parques eólicos y centrales hidroeléctricas que permitan cubrir la demanda futura con recursos renovables y mejorar la resiliencia del sistema.
La Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA) de Argentina abrió una nueva ronda del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER) correspondiente al cuarto trimestre de 2025, pero el escenario presenta serias limitaciones: sólo 50 MW cuentan con disponibilidad plena para evacuación de energía sin restricciones.
Dicha capacidad está circunscripta exclusivamente al corredor conformado por Misiones, NEA y Litoral, según el Anexo III publicado en la web oficial de CAMMESA. Mientras que el resto de la capacidad se encuentra bajo la modalidad Referencial A, lo que implica la posibilidad de hasta un 8% de curtailment en la generación hasta que se habiliten las obras de transmisión necesarias.
Bajo dicha modalidad con restricciones, CAMMESA detalla tres corredores con capacidad de transporte adjudicable:
Patagonia – Provincia de Buenos Aires: 190 MW disponibles y un adicional de 200 MW si los proyectos son solares
Centro – Cuyo – NOA: Apenas 32 MW exclusivamente para solicitudes eólicas
Misiones – NEA – Litoral: Hasta 475 MW.
La convocatoria establece como fecha límite para la presentación de solicitudes el viernes 16 de enero de 2026. En caso de que exista más demanda que capacidad disponible, CAMMESA publicará el 3 de febrero qué proyectos deben entrar en un mecanismo de desempate, mientras que los ganadores se conocerán el viernes 13 de febrero.
Un punto crítico del llamado es que los proyectos que se presenten bajo capacidad restringida no podrán hacer uso efectivo de la prioridad de despacho si las obras eléctricas correspondientes no están habilitadas.
CAMMESA señala que, en esos casos, “la prioridad de despacho otorgada no podrá hacerse efectiva hasta la habilitación comercial correspondiente”, y remarca que es responsabilidad exclusiva del proyecto afrontar los riesgos de evacuación o problemas de habilitación comercial.
Entre las infraestructuras clave consideradas, se listan la ET Ampajango 220/132/33kV, la Nueva San Juan Sur, el Segundo Transformador San Juan 500/132 kV, las líneas Chamical – Rioja Sur, Nonogasta Solar – Malligasta 2, Santiago Sur – Bandera, la LAT Maranzana II – Promaiz, Villa Mercedes Sur – Parque Industrial San Luis, y la DT Solar Ullum – Costanera San Juan, entre otras.
Impacto histórico del MATER y operatividad real
El último reporte de CAMMESA sobre el estado del MATER revela un crecimiento sostenido en solicitudes adjudicadas, pero también un nivel de restricciones operativas significativo.
En total, se contabilizan 136 proyectos adjudicados con prioridad de despacho por 6019,7 MW, de los cuales 96 pertenecen al MATER Pleno (3726,5 MW) y 40 a Referencial A (2293,2 MW). Sin embargo, sólo 85 proyectos están en operación efectiva, lo que implica una capacidad real de 3646,5 MW.
Además, existen 3015 MW adicionales adjudicados a través de proyectos con obras de transmisión asociadas o incremento de demanda conforme a la Resolución SE 360/23, metodología que ha crecido de manera escalonada mientras el sector aguarda las licitaciones para concesión privada de las obras de transporte eléctrico.
Y cabe recordar que la Secretaría de Energía de Argentina definió que AMBA I, la línea Río Diamante – Charlone – O’Higgins, y la línea Puerto Madryn – Choele Choel – Bahía Blanca, serán las primeras tres obras de transmisión que serán concesionadas al sector privado bajo un modelo de licitación nacional e internacional para empresas con capacidad técnica y financiera para llevar adelante los proyectos.
El lado negativo del informe de CAMMESA es que se han dado de baja 3357,4 MW de capacidad adjudicada, ya que han desistido de la asignación desde la aplicación del esquema de pagos para el mantenimiento de la prioridad asignada.
Este dato revela una alta presión financiera y técnica para los proyectos, en un contexto donde la disponibilidad de capacidad libre y no condicionada es cada vez más limitada.
Clou ESS, empresa de origen chino con una extensa trayectoria en el desarrollo de soluciones de almacenamiento energético, avanza en una estrategia de expansión sostenida en Sudamérica, apoyada en proyectos en operación, participación en licitaciones y el lanzamiento de nuevas tecnologías BESS.
Con un proyecto de 105 MW / 420 MWh en la región de Copiapó, en el marco de la Granja Solar del Grupo COPEC, desarrollada por Transelec, y se prepara para nuevas instalaciones previstas para 2026, Chile se ha consolidado como el principal mercado operativo de Clou ESS en Sudamérica.
“Los proyectos que tenemos en Chile son muy buenos, pero queremos crecer aún más”, expresó Alejandro Mc Donough, CEO para Latinoamérica de la empresa, durante una entrevista destacada en el marco de Future Energy Summit (FES) Chile.
Además, en la región de Copiapó, desarrolla un proyecto PV+BESS que prevé una expansión de almacenamiento desde 210 MWh hasta 310 MWh para enero de 2026.
Mientras que en Argentina, la empresa apunta a suministrar a proyectos adjudicados en la licitación AlmaGBA(713 MW asignados a instalarse en el Área Metropolitana de Buenos Aires), tras haber ejecutado un sistema PV+BESS de 63 MWh en Catamarca.
“La licitación AlmaGBA nos ocupó e interesó bastante, ya que es una muy buena oportunidad y puede ser la apertura a futuras convocatorias en el país. Estamos muy pendientes, primero para obtener algún contrato y luego ampliarnos a otras áreas”, reconoció Mc Donough.
Por su parte, en Brasil, Clou ESS sigue de cerca la primera subasta dedicada exclusivamente a sistemas de almacenamiento de energía en baterías (BESS), denominada “LRCAP 2026 – Almacenamiento”, puesta en consulta pública en noviembre del año pasado y prevista a realizarse en abril 2026.
“Brasil puede despertar este año y eso es lo que vamos a buscar”, anticipó el CEO regional, que también menciona conversaciones en Colombia, México y Costa Rica, como parte del objetivo de consolidar una presencia regional.
Cabe recordar que Clou ESS es una compañía china con más de dos décadas de trayectoria en almacenamiento energético, y combina su experiencia en tecnologías grid-forming y control de red con una estrategia regional centrada en la adaptación tecnológica y soluciones de última generación.
Por lo que una de las claves de la expansión de Clou ESS está en su capacidad de adaptar sus soluciones a diferentes modelos de negocio.
“Hoy un negocio parte como arbitraje y mañana puede ser un negocio de servicio complementario perfectamente. Y desde la compañía contamos con tecnología que permite hacer cualquiera de estas aplicaciones”, afirmó Mc Donough.
Nuevas soluciones y hoja de ruta tecnológica
El despliegue regional de Clou ESS está acompañado por una renovación de su portafolio tecnológico, que incluye los modelos Aqua C 1.0, 2.5 y 3.0, orientados a proyectos industriales, PMGD y utility-scale.
El Aqua C 3.0, recientemente lanzado, incluye versiones de 3,2 MWh y 3,8 MWh con baterías de entre 584 y 614 Ah, refrigeración líquida, active balancing, arquitectura optimizada y mayor integración digital. “
“Ya lanzamos al mercado la solución Aqua C 3.0 y a principios del 2026 comenzaremos a hacer el delivery de esos sistemas”, adelantó el CEO para LATAM durante la entrevista destacada de FES Chile.
“También estamos trabajando la versión en corriente continua (DC), en la que los contenedores son enviados preconfigurados desde China, en tanto que la instalación y la puesta en servicio en terreno es mucho más sencilla, se disminuye fuertemente el cableado y baja los costos del proyecto”, concluyó.
La Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL) de Brasil revocó 509 permisos para plantas de energía solar y eólica, con un total aproximado de 22 GW, durante el 2025.
¿A qué se debe la situación? La mayoría de las revocaciones corresponde a pedidos iniciados por los propios desarrolladores, que decidieron desistir de los proyectos tras constatar su falta de factibilidad técnica o financiera en el contexto actual del sector. Dentro de ese universo, 348 solicitudes se vinculan con la Ley 15.269/2025, surgida a partir de la conversión de la MP 1.304/2025.
Cabe destacar que la Ley N.° 15.269 de 2025 (Ley de Conversión de la Medida Provisional N.° 1.304 de 2025) abrió la posibilidad de revocar, sin penalizaciones, 348 proyectos de generación eléctrica que tenían una prórroga del plazo para acceder al descuento en las tarifas de uso de la red y que no firmaron el contrato de uso del sistema.
La fecha límite para presentar estas solicitudes fue el 26 de diciembre de 2025. En total, 158 proyectos presentaron solicitudes de renovación, totalizando aproximadamente R$ 1,04 mil millones en garantías asociadas a los proyectos.
Y entre los 190 proyectos de energía solar y eólica que no solicitaron renovación dentro del plazo, el valor de las garantías involucradas totalizó aproximadamente R$ 1,41 mil millones, según datos del organismo regulador.
Estos datos evidencian una depuración relevante del portafolio nacional de iniciativas renovables y describen a un sector que avanza con mayor prudencia, condicionado por limitaciones en la infraestructura, modificaciones normativas y criterios más estrictos para validar la viabilidad efectiva de los proyectos.
Es decir que la cancelación de cerca de 22 GW en concesiones solares y eólicas durante 2025 evidencia el ingreso a una nueva etapa para la industria, con un énfasis creciente en la solidez y madurez de los proyectos por sobre el volumen.
De todos, se espera que la expansión del sector continúe, aunque de manera más ordenada, alineada con la capacidad de transmisión disponible, esquemas de comercialización más robustos y una mayor complementariedad con tecnologías como el almacenamiento energético y los desarrollos renovables híbridos.
La siguiente tabla detalla el número de permisos, potencia generada y valor de la garantía de los proyectos que solicitaron la revocación dentro del plazo establecido por la ley y de aquellos que no la solicitaron.
Solis, líder global en tecnología de inversores solares, anuncia el lanzamiento de su Encuesta de Satisfacción de Fin de Año. Esta encuesta brinda a clientes, socios y partes interesadas la oportunidad de compartir sus comentarios sobre su experiencia con los productos y servicios de Solis a lo largo del último año.
Las opiniones son fundamentales para dar forma a futuras funcionalidades de producto, mejoras en el servicio y a la experiencia general del cliente. Como agradecimiento, todos los participantes de la encuesta participarán en un sorteo con la oportunidad de ganar atractivos premios.
Los temas de la encuesta incluyen:
¿Qué tan satisfecho estás con el desempeño de tu sistema Solis?
¿Cómo calificarías tu experiencia con el servicio y soporte al cliente de Solis?
¿Qué funciones o mejoras te gustaría ver en futuros productos?
Detalles de la encuesta:
Disponible del: 9 al 15 de enero de 2026
Tiempo de respuesta: solo unos minutos
No se requiere compra
Se requiere información de contacto válida para participar en el sorteo
Fundada en 2005, Solis (Ginlong Technologies) es un líder global en el diseño y la fabricación de inversores fotovoltaicos de cadena y soluciones de almacenamiento de energía. Con un enfoque en tecnologías híbridas y de almacenamiento, Solis ofrece soluciones confiables y de alto desempeño tanto para aplicaciones interconectadas a la red como fuera de ella, ayudando a maximizar el uso de energía renovable.
Los productos de vanguardia de la compañía están respaldados por investigación y desarrollo de clase mundial, certificaciones internacionales y una sólida cadena de suministro global, diseñados para satisfacer las necesidades específicas de los mercados regionales.
Con el cambio de mando a la vuelta de la esquina en Honduras, Erick Tejada se despide de su gestión como Secretario de Estado en el despacho de Energía, en medio de un proceso de transición que concluirá el próximo 26 de enero con la asunción de Nasry Asfura como presidente.
En una entrevista exclusiva con Energía Estratégica, el funcionario subraya transformaciones profundas en un sector que, según reconoce, recibió en crisis.
Durante su administración, se ejecutaron inversiones por alrededor de 1000 millones de dólares en generación, transmisión y distribución. Este impulso permitió no solo modernizar infraestructura, sino también reducir en casi 4% las pérdidas de la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE), una meta que no se lograba desde hacía 16 años.
“Encontramos la ENEE en una situación crítica, con una espiral de deuda creciente y pérdidas descontroladas. Hoy dejamos una empresa más ordenada, con resultados concretos”, afirmó.
Al mismo tiempo, se contuvo el crecimiento de la deuda total y se redujo la deuda flotante con generadores, lo que fortaleció la posición financiera del sistema. Tejada sostiene que se trazó una hoja de ruta que proyecta inversiones estratégicas a mediano plazo y consolida una política de reducción de pérdidas como prioridad nacional.
Uno de los hitos técnicos de su gestión es la instalación del sistema de almacenamiento de energía más grande de Centroamérica, actualmente en desarrollo. Esta infraestructura permitirá acumular parte de los 850 MW de capacidad renovable con los que ya cuenta Honduras y utilizarlos durante las noches o en momentos críticos. Con ello, se busca optimizar la integración de fuentes hídricas y eólicas, estabilizando la oferta del sistema eléctrico.
Entre los temas que quedarán en manos de la nueva administración destaca la licitación pública de 1500 MW, que Tejada deja encaminada y con fecha concreta: el 23 de febrero se abrirán las ofertas técnicas.
“No se puede permitir que este proceso se detenga o retroceda; representa una oportunidad clave para el futuro energético del país”, subrayó.
En paralelo, persisten desafíos estructurales que, según el secretario saliente, requieren seguimiento y compromiso político. La expansión de la red de transmisión, la unificación operativa de la distribución y la sostenibilidad de las reducciones de pérdidas técnicas y no técnicas serán tareas clave para la próxima etapa.
Aunque se aleja del gabinete, Tejada no planea retirarse del debate energético. Anticipó que continuará vinculado al sector y a la academia, desde una posición que define como “constructiva pero vigilante”. Su intención, explicó, es seguir aportando ideas y observación crítica al desarrollo de una política energética sostenible, alineada con la transición que exige el contexto internacional.
Donald Trump convocó a líderes de la industria petrolera a la Casa Blanca para abordar una agenda de inversiones en Venezuela.
El presidente de los Estados Unidos, Donald Trump, recibió este viernes en la Casa Blanca a líderes de la industria petrolera norteamericana e internacional para comprometerlos a evaluar y avanzar con inversiones en Venezuela. Los ejecutivos de las principales petroleras del mundo se mostraron entusiasmados por la oportunidad generada a partir de la salida de Nicolás Maduro del poder, aunque pidieron por cambios profundos en Venezuela antes de invertir.
En la previa al encuentro, Trump había declarado que las petroleras se comprometieron a invertir US$ 100.000 millones en Venezuela. Sin embargo, ya en la reunión, el líder de ExxonMobil, Darren Woods, puso paños fríos a esa expectativa al subrayar que «hoy en día es inviable» invertir en Venezuela. Por el contrario, el líder de Chevron, Mike Wirth, dijo que ya evalúan incrementar su producción.
El Secretario de Estado, Marco Rubio, el Secretario de Energía, Chris Wright y el Secretario de Interior, Doug Burgum, asistieron a la reunión junto con representantes de Chevron, ExxonMobil, ConocoPhillips, Continental Resources, Halliburton, HKN, Valero, Marathon, Shell, Trafigura, Vitol Americas, Repsol, Eni, Aspect Holdings, Tallgrass, Raisa Energy y Hilcorp.
«Si no quieren entrar, solo avísenme, porque tengo 25 personas que no están aquí hoy y que están dispuestas a reemplazarlos», presionó Trump a los ejecutivos presentes en la reunión que fue abierta a la prensa. El presidente también afirmó que EE.UU. y Venezuela están «colaborando eficazmente» para reconstruir la infraestructura petrolera y gasífera del país.
La industria petrolera pide cambios profundos en Venezuela
Las petroleras exigieron a Trump una serie de medidas antes de reinvertir en Venezuela.
Los ejecutivos de las principales petroleras se comprometieron en líneas generales a evaluar las oportunidades existentes en Venezuela, aunque primó el interés por ver cambios significativos que garanticen el repago de eventuales inversiones.
El líder de ExxonMobil, una de las petroleras norteamericanas que dejó de operar en Venezuela y que tiene una sentencia a su favor en tribunales internacionales por la «nacionalización» de activos petroleros bajo el chavismo, fue el primero en manifestar las inquietudes de sus pares.
«Si observamos las estructuras y marcos legales y comerciales vigentes en Venezuela, hoy en día es inviable. Por lo tanto, es necesario realizar cambios significativos en esos marcos comerciales, en el sistema legal. Debe haber protecciones duraderas para la inversión y debe haber cambios en las leyes de hidrocarburos del país«, sentenció Woods.
Por su parte, Ryan Lance, CEO de ConocoPhillips, otra petrolera norteamericana que también abandonó el país y tiene una sentencia favorable, también pidió por una reforma sectorial. «Debemos considerar la reestructuración de todo el sistema energético venezolano, incluyendo PDVSA. Si podemos hacerlo y pensar con audacia, existe la oportunidad de actuar con rapidez y restaurar la calidad de lo que sucedió en Venezuela o lo que se perdió en los últimos veinticinco años», dijo Lance.
Con respecto a las sentencias por algo más de US$ 10.000 millones contra Venezuela por la nacionalización de activos de estas empresas, Trump sugirió en un intercambio con el líder de ConocoPhillips que el gobierno no intercederá por esas deudas y que deberán anotarlas a pérdida. «Bueno, buen write off«, le respondió a Lance.
Los planes de Chevron en Venezuela
Chevron opera en Venezuela a través de joint ventures con PDVSA.
Chevron es la única petrolera de las major de EE.UU. que continúa operando en Venezuela a través de joint ventures con PDVSA, con una producción y exportación que en general promedió unos 200.000 barriles por día durante 2025. Wirth le anunció a Trump que tienen planes para incrementar la producción en un 50% en un plazo máximo de 24 meses.
«Podemos aumentar nuestra producción, dentro de nuestros propios planes de inversión disciplinados, en aproximadamente un 50% tan solo en los próximos dieciocho a veinticuatro meses, y eso es simplemente aprovechando lo que ya tenemos sobre el terreno», dijo el CEO de Chevron.
Por otro lado, Woods se comprometió a desplegar personal técnico de ExxonMobil en Venezuela prontamente si alcanzan un acuerdo con la administración Trump. «Comenzamos desde el principio a reunir al equipo técnico para que, si fuera necesario, pudiéramos empezar a trabajar casi de inmediato. Podremos empezar la evaluación en las próximas dos semanas«, dijo el CEO de la empresa.
Ali Moshiri, ex ejecutivo de Chevron, analizó la transición política en Venezuela y el potencial de recuperación de su industria petrolera.
No es exagerado decir que Ali Moshiri es el principal factótum que explica la continuidad ininterrumpidade Chevron durante las últimas dos décadas en Venezuela pese a la agudización del régimen chavista. Nacido en Irán, con ciudadanía estadounidense y hoy devenido en empresario petrolero, Moshiri condujo durante años la estratégica presidencia de Exploración y Producción para África y América de la major norteamericana.
Petrolero de la vieja escuela, no dudó en embarcar a Chevron en proyectos en entornos políticos y económicos complejos. Fue, de hecho, quien convenció al board de la compañía texana en invertir en Vaca Muerta en 2013, con cepo cambiario y apenas un año después de que la administración de Cristina Kirchner reestatizara YPF. «Para un verdadero petrolero, el único riesgo está en el subsuelo. No arriba de la superficie«, afirma en diálogo con Silvia Naishtat, editora de Clarín, y con EconoJournal en una entrevista telefónica realizada durante la tarde del miércoles.
Moshiri respaldó la asunción de Delcy Rodríguez, número dos de Nicolás Maduro, como presidenta interina de Venezuela y apoyó la estrategia del presidente de EE.UU., Donald Trump. «Desde el último sábado hay una nueva Venezuela. El desafío es quién va a encabezar el nuevo gobierno. En mi opinión, nos guste o no, debería ser alguien del sistema político actual (NdR: es decir del chavismo) para poder garantizar un balance (de fuerzas) y evitar un vacío de poder».
El ex ejecutivo de Chevron, que tiene previsto viajar en los próximo días a Caracas, está en pleno proceso de lanzamiento de un fondo de inversión para invertir alrededor de US$ 2000 millones en Venezuela para aumentar la producción de crudo. En esa clave, confirmó que mantiene conversaciones con funcionarios de la administración estadounidense. A punto tal que adelantó que la mitad de su inversión prevista —unos US$ 1000 millones— podrían ser financiados con fondos del gobierno de EE.UU.
El regreso de Moshiri a la Argentina
Al mismo tiempo, Moshiri adelantó que asoció con Doris Capuro, titular de Luft Energía, para reactivar campos maduros que la petrolera bajo control estatal operaba en Santa Cruz. La apuesta, en ese sentido, es reactivar tres áreas en la cuenca del Golfo San Jorge: maduras, suboptimizadas y relegadas en la carrera por el shale de Vaca Muerta.
Hace más de una década, Moshiri lideró el histórico ingreso de Chevron a Vaca Muerta, impulsando la primera gran inversión en Loma Campana, en asociación con YPF. Ahora, Moshiri y Capurro, en ese entonces vicepresidenta de la petrolera bajo control estatal, se asocian para destrabar valor en los campos maduros de petróleo de la Argentina. Su estrategia es clara: mejorar la eficiencia de campos maduros, los factores de recuperación e incrementar la producción.
–Usted fue uno de los protagonistas del desembarco de Chevron en Vaca Muerta. ¿Qué lo sigue atrayendo hoy de la Argentina como destino de inversión?
Ali Moshiri: Todo comenzó cuando ingresamos a Vaca Muerta con Miguel (Galuccio) y Doris (Capurro) en 2013. Eso cambió a la industria petrolera en la Argentina realmente. Y no fue sólo mérito mío: fue colaboración, fue confianza, fue trabajar todos juntos. Yo tuve que ir al directorio de Chevron a pedirles 1.200 millones de dólares para invertir en la Argentina. Pensaban que yo estaba “loco”, pero me alegra que lo hayamos hecho.
Nunca nos detuvimos. Cuando me retiré de Chevron, siempre pensé que quería seguir teniendo presencia en la Argentina. El abril pasado nos encontramos con Doris después de años de relación. Ella tiene un fondo de inversión y nos propuso invertir en tres campos convencionales de YPF en Santa Cruz. Hoy somos socios en esos tres campos. Así que, aunque dejé Chevron con Vaca Muerta, estoy volviendo con el convencional. Y creo que, con suerte, también podemos hacer crecer ese negocio.
Su país es absolutamente increíble por dos razones. La primera es la gente: personas bien educadas, talentosas. La segunda es el país en sí: ya que tiene una enorme cantidad de recursos naturales. Y ahora ustedes tienen un presidente con una visión económica que quiere empujar al país más hacia el capitalismo. Ojalá funcione. Espero que sí. Creo que el presidente Macri lo intentó, pero no tuvo éxito. Tal vez esta vez sí lo sea.
Moshiri asegutó que Venezuela puede volver a producir 1,5 millones de barriles por día en unos 18 meses
–¿Cómo describe la situación actual en Venezuela? ¿Cuáles cree que son los principales desafíos?
AM: Desde el sábado por la mañana hay una nueva Venezuela. El primer paso es definir quién va a gobernar el país durante el período de transición. Eso es lo más importante, y que sea alguien del sistema actual —te guste o no—, esa persona tiene que equilibrar todo y tener capacidad de diálogo.
Eso fue lo que dije en CNBC: si traés a alguien completamente nuevo se genera un vacío de poder, y ese vacío genera inseguridad, y nadie va a invertir.
–¿Usted se encuentra ahora en Venezuela?
AM: Voy a Caracas muy seguido. Planeo ir la semana que viene o la siguiente. Voy porque la familia de mi esposa está allí y también porque tengo inversiones. Durante las sanciones invertimos en el sector privado, hicimos algunos acuerdos en el sector petrolero, siempre con privados, porque con el Estado no se podía por las sanciones. Tengo dos razones para ir: negocios y familia. Para mí siempre fue algo normal. Como ciudadano estadounidense, tuve que sacar visa porque mi residencia estaba vencida, pero la obtuve. Estuve dos semanas y pienso volver. Creo que todo va a estar bien.
–¿Cree que Delcy Rodríguez es esa “persona del sistema” que mencionó?
AM: Anunciaron a Delcy Rodríguez como presidenta interina. Quien sea esa persona necesita tener el 100% del respaldo de Estados Unidos, y Estados Unidos tiene que tener influencia en el país. Si no, no funciona. Tiene que haber acuerdos y reconocimiento. Y no creo que la administración de Trump reconozca lo que te mencioné: que se necesita alguien del sistema actual.
–¿Por cuánto tiempo?
AM: Solo para la transición. Desde mi punto de vista, la última elección en Venezuela no fue una elección de popularidad. Fue una elección entre unos veinte grupos frente al sistema de Maduro. Era básicamente “me gusta o no me gusta el sistema Maduro”.
Si hubiera un sistema verdaderamente democrático, habría muchos candidatos, como en la Argentina: políticos como Capriles, López, Rosales, y muchos jóvenes nuevos que podrían competir realmente. Eso sí sería un proceso democrático.
Para llegar a eso, primero hay que estabilizar el país. Y como ustedes saben en América Latina la prioridad número uno es la economía. Nosotros, los latinoamericanos, no somos ideológicos ni particularmente religiosos: dependemos de la economía. En Medio Oriente es la religión; para nosotros es la economía. Y eso es lo que dice el presidente Trump: pongamos a alguien, hagamos arrancar la economía y después vayamos a una elección real. Yo apoyo al 100% esa estrategia.
–¿Por qué Chevron se quedó tanto tiempo en Venezuela?
AM: Trabajé 40 años en Chevron y nunca nos metimos en política. En 2006 mantuve a Chevron en Venezuela con una lógica muy clara: mientras el valor de nuestros activos no empeorara —o incluso mejorara—, nos quedábamos. Hicimos lo mismo en Angola.
La ideología es algo que decide la gente. Mientras podamos operar dentro de la ley, Chevron se queda. Esa fue siempre mi filosofía. Y fue la misma con la que entramos en Vaca Muerta. Muchos estuvieron en desacuerdo con nosotros, incluso una gran empresa europea se enojó mucho cuando decidimos invertir en la Argentina. Pero era un negocio. Nunca apoyamos a un partido político: analizamos la economía y decidimos invertir. Hoy se ve que fue una buena decisión: Chevron es una de las compañías mejor posicionadas para seguir operando en Venezuela.
–¿La industria petrolera venezolana está preparada para aumentar rápidamente su producción de crudo?
AM: Venezuela puede volver a producir 1,5 millones de barriles por día en unos 18 meses —o menos— con una inversión de entre 5.000 y 7.000 millones de dólares. Pero pasar de ahí es mucho más difícil. ¿Por qué? Porque hay que reparar y expandir infraestructura. Venezuela tiene 38 millones de barriles de capacidad de almacenamiento y solo el 40% es usable. El problema se traslada del subsuelo a la superficie.
Uno y medio es fácil. Es parecido a Vaca Muerta: al principio la infraestructura alcanzaba; ahora hablan de nuevos gasoductos y almacenamiento. Es un proceso normal.
–¿Está pensando en invertir para llegar a ese plateau de 1,5 millones?
AM: Sí. Quiero ser de los primeros en invertir en Venezuela. Estoy trabajando en un vehículo de inversión para levantar 2.000 millones de dólares. Es mucho dinero, sí, pero estamos avanzando.
–¿Ha conversado sobre este punto con funcionarios del gobierno de EE.UU.?
AM: Estamos en contacto con todos. Hasta hace dos meses nadie quería saber nada de Venezuela. Después del sábado todos están tratando de entender qué pasa. Hace poco no podía levantar ni un dólar por las sanciones. Hoy todos quieren entrar.
Nuestro objetivo es que, de esos 2.000 millones, 1.000 vengan del sector público (gobierno de EE.UU.) y 1.000 del sector privado. Ya tenemos todo preparado: venimos trabajando en este proyecto desde hace años, con un PPM (Project Portfolio Management – Gestión de Portafolio de Proyectos) detallando todas las oportunidades.
–¿Qué puede pasar con el precio internacional del petróleo?
AM: El precio está débil, alrededor de 60 dólares. Y esa es la razón por la que creo que las grandes petroleras (major) no van a venir corriendo a invertir dinero en Venezuela, especialmente las que estuvieron y se fueron. Hoy la industria habla de eficiencia de capital y costos de operación. Creo que se viene un tiempo de precios bajos y no de precios altos. Si Rusia y Ucrania llegan a un acuerdo, habrá más petróleo en el mercado. Si cambia la situación con Irán, pueden subir la producción rápidamente. Todo eso presiona los precios a la baja.
Por eso, creo que la inversión petrolera que vendrá en Venezuela estará ligada a compañías independientes del mercado privado. Existirán un montón de conversaciones, va a haber un montón de oportunidades, pero al final del día la inversión provendrá de compañías independientes, no de las grandes majors.
«El precio está débil, alrededor de 60 dólares. Y esa es la razón por la que creo que las grandes petroleras no van a venir corriendo a invertir dinero en Venezuela», planteó el ex ejecutivo de Chevron.
–¿Cuán preocupado está por la sobreoferta de crudo a nivel global?
AM: No hay duda de que existe una sobreoferta. La OPEP produce unos 28–29 millones de barriles diarios y puede llegar fácilmente a 33. Con lo cual la pregunta es: ¿tiene sentido traer nueva producción al mercado justo en este momento? Sobre ese punto, una de las cosas buenas del petróleo venezolano es que es de tipo pesado, muy necesario para las refinerías (de EE.UU.). El petróleo del Permian es liviano y sobra a nivel mundial.
Nuestros proyectos en Venezuela asumen un precio de 60 dólares. No invertimos en activos que no sean económicamente viables. Creo que veremos precios bajos por un tiempo.
–¿Con 60 dólares se cubren los costos operativos en Venezuela?
AM: Sí, pero tienes que ser selectivo para elegir los activos (campos). En algunos yacimientos de Venezuela no se justifica la inversión con 60 dólares por barril. Pero para llegar a 1,5 millones de producción se puede desarrollar yacimientos cuyo break even se ubica en los 45 dólares. Para llegar a 2,5 millones de barriles de producción se necesitan, en cambio, proyectos con break even de 65 o 70. Por eso es clave seleccionar bien los activos.
Moshiri: «Para llegar a 1,5 millones de producción en Venezuela se puede desarrollar yacimientos cuyo break even se ubica en los 45 dólares»
–¿Y cuál el break even de Vaca Muerta?
AM: Depende del operador. Por ejemplo, Vista puede operar con break-even bajo, alrededor de 45 dólares. En Vaca Muerta, la eficiencia del capital ayuda mucho. Cuando la infraestructura esté lista, Vaca Muerta puede operar cómodamente a 45 dólares.
–¿Cómo podría impactar la reactivación de Venezuela sobre Vaca Muerta? ¿Y en Medio Oriente?
AM: Una eventual reactivación de Venezuela no afecta en nada a Vaca Muerta. Venezuela, que hoy produce 960.000 barriles diarios de crudo, puede sumar 500.000 barriles más, que irán mayormente a EE.UU. Eso no impacta en Vaca Muerta.
Para pasar de 1,5 a 2,5 o 3 millones hace falta invertir muchísimo dinero, unos 60.000 millones de dólares de inversión, y precios altos del crudo. Hay que reconstruir tanques, ductos, todo. Eso lleva tiempo y capital. Por eso, mis conversaciones con el gobierno de EE.UU. son para alcanzar una producción de 1,5 millones de bbl/d. Aumentar de ahí en más la producción es una historia diferente.
–¿Cómo ve hoy a Chevron en la Argentina?
AM: Creo que quedarse en la Argentina fue una decisión excelente para Chevron. La sociedad con YPF fue muy buena y permitió revalorizar activos como El Trapial, que tiene un enorme potencial no convencional. El contexto político actual va a atraer más empresas. Incluso se habla de proyectos de LNG, algo impensado antes. Con recursos, el dinero llega.
La primera fase de las obras de ampliación de la planta de Mega en Bahjía Blanca estará finalizada en marzo próximo
El directorio de la Compañía Mega aprobó la segunda etapa de ampliación de sus instalaciones en el polo petroquímico de Bahía Blanca. Esta decisión permitirá dar continuidad a la primera fase de obras actualmente en marcha que, se prevé, estarán finalizadas en marzo para incrementar la producción de etano, propano, butano y gasolina natural.
La conducción de la firma también facultó a la gerencia para suscribir un contrato estratégico de suministro de materia prima con YPF. Este acuerdo garantiza el flujo necesario para alimentar las nuevas unidades y el incremento de capacidad, además de autorizar la celebración de contratos de obra y la gestión de permisos técnicos y ambientales para la puesta en marcha de la nueva infraestructura.
El proyecto de expansión de Mega se articula en una sucesión de fases críticas que buscan transformar la capacidad operativa del complejo. La primera de ellas en ejecución contempla la construcción del Nuevo Tren de Fraccionamiento (NTF), lo que actualmente se encuentra en etapa final de obra con un presupuesto total de US$250 millones.
YPF tiene un 38% del paquete accionario de la Compañía Mega, compartiendo la propiedad con Petrobras (34%) y Dow (28%), siendo la principal accionista individual en esta empresa que es la mayor procesadora de líquidos del gas natural (NGLs) en la Argentina.
Mega escala su producción por etapas
La producción anual de Mega promedió en el reciente 2025 las 4800 toneladas día (tns/d) de producto, y se estima que el total del proyecto de expansión permitirá incrementar esa capacidad en un 50%, es decir, unas 2.300 tns adicionales para llevar en los próximos años a 7.200 tns/d.
Tomás Córdoba, CEO de Mega, en el último Energy Day de EconoJournal.
Así, este primer módulo que entrará en operaciones en marzo próximo, aportará inicialmente 850 tns/d. Una vez integrada al sistema, la segunda fase permitirá adicionar otras 1.000 tns/d, consolidando un salto estructural en la oferta de productos de la compañía.
La Fase II aprobada atraviesa en la actualidad la ingeniería de detalle en construcción, montajes y adecuaciones técnicas, y a partir de ello se podrán definir montos de inversión, fecha de inicio del plazo de obra que se estima en 24 meses, entre otros aspectos.
Mega procesa en la actualidad cerca del 40% del gas proveniente de la Cuenca Neuquina, y la obra de ampliación, como otros proyectos en marcha, se entiende clave ante el incremento de producción de gas y petróleo que se anticipa para los próximos años en Vaca Muerta.
La meta de la industria es potenciar la infraestructura de transporte y procesamiento para sostener ese crecimiento exponencial del shale con los mega proyectos de exportación en marcha, y dar viabilidad comercial a los subproductos derivados de demanda internacional.
Todo ese proceso representa un valor agregado que multiplica por 3 o 4 veces el valor del gas, según el producto derivado y el valor internacional, lo que significará ingresos que de acuerdo a distintas fuentes pueden rondar entre US$3.500 a US$5.000 millones al año.
Mega en Bahía Blanca y un incremento exportador millonario
En la actualidad, la planta de Mega en Bahía Blanca recibe las 4.800 tns/d de líquidos que son acondicionados en la planta separadora de Loma La Lata, la cual también es motivo de adecuaciones y transportados a través de un poliducto de 600 kilómetros.
La etapa de ampliación en desarrollo, y las dos que seguirán permitirán duplicar la producción hasta las 7.200 tns/día.
Con la nueva configuración, la empresa no solo optimiza sus procesos y su capacidad de exportación, sino que también aumenta la capacidad del ecosistema en torno al crecimiento de Vaca Muerta, en conjunto con otros proyectos de NGLs en marcha que tiene otras compañías.
Precisamente, un dato del proyecto es el destino de la nueva producción. Debido a que el mercado interno de gas licuado de petróleo (GLP) se encuentra abastecido, la totalidad del incremento productivo se derivará a los mercados externos. En el corto plazo, se espera que la nueva capacidad genere exportaciones adicionales por US$100 millones anuales.
Una vez completado el tren de fraccionamiento, la cifra ascendería a US$150 millones anuales adicionales, tomando como referencia los precios actuales de mercado. Se estima que el potencial total de Mega con poco más de 7.000 toneladas diarias extras podría llevar la generación de divisas a una cifra cercana a los US$ 1.000 millones por año.
El gobierno de Rusia condenó la incautación del petrolero de bandera rusa Bella 1 realizada por fuerzas de Estados Unidos en aguas internacionales, y denunció una violación al derecho marítimo internacional.
A través de un comunicado del Ministerio de Transporte, Moscú sostuvo que, según la Convención de las Naciones Unidas sobre el Derecho del Mar de 1982, ningún Estado puede utilizar la fuerza contra buques debidamente registrados que navegan en alta mar.
El texto, difundido por el ministro Andréi Nikitin, señaló además que tras la intervención del Comando Europeo de Estados Unidos el gobierno ruso perdió contacto con la embarcación, lo que incrementó la preocupación oficial por la seguridad del buque y de su tripulación. En la misma línea, el legislador Andrei Klishas calificó el accionar estadounidense como un “acto de piratería absoluta”, de acuerdo con lo informado por la agencia estatal TASS.
Desde Moscú también se respaldó la posición de la empresa BurevestMarin, vinculada al petrolero, que aseguró que se trataba de un buque civil que navegaba sin carga y que su capitán intentó en reiteradas oportunidades comunicar su identidad y condición antes del abordaje. La compañía denunció que la persecución incluyó vigilancia aérea y se extendió durante varios días.
Para el Kremlin, la incautación del Bella 1 se inscribe en una estrategia más amplia de presión de Estados Unidos sobre Venezuela y sus aliados, y representa un antecedente que, según advirtió, pone en riesgo el principio de libertad de navegación en alta mar y profundiza la tensión entre ambas potencias.
Qué se sabe del Bella 1
El petrolero Bella 1, sancionado por Estados Unidos en 2024 por integrar una “flota fantasma” dedicada al transporte de crudo en violación de sanciones internacionales, había logrado eludir un primer intento de captura el mes pasado, cuando navegaba cerca de Venezuela y cambió de rumbo.
Desde entonces, las autoridades estadounidenses mantuvieron su seguimiento mientras avanzaba hacia el noreste, con apoyo de aviones de patrulla marítima P-8 desplegados desde la base de Mildenhall, en el Reino Unido, que monitorearon sus movimientos durante varios días hasta su interceptación, luego de que el buque pasara frente a la costa británica.
Durante la persecución, la tripulación pintó una bandera rusa en el casco y afirmó operar bajo protección de Moscú. Poco después, la nave apareció registrada oficialmente en Rusia con el nombre Marinera, mientras el gobierno ruso presentó una protesta diplomática para exigir el cese del operativo.
La maniobra abrió un frente legal en torno a la incautación, aunque fuentes del caso señalaron que la administración Trump no reconoce ese estatus y considera al petrolero un buque apátrida, lo que refuerza la posición estadounidense sobre la legalidad de la operación.
El presidente de Estados Unidos, Donald Trump, anunció este miércoles que, en el marco de un nuevo entendimiento bilateral, Venezuela destinará los fondos de sus exportaciones de crudo para adquirir únicamente productos fabricados en Estados Unidos.
Según detalló el mandatario a través de su red social Truth, esta medida posiciona a Washington como principal socio comercial de Caracas, una determinación que calificó como “una decisión sabia y algo muy bueno para el pueblo de Venezuela y de los Estados Unidos”.
“Venezuela is going to be purchasing ONLY American Made Products, with the money they receive from our new Oil Deal… A wise choice, and a very good thing for the people of Venezuela, and the United States.” – President Donald J. Trump 🇺🇸 pic.twitter.com/0pvM6QVa0L
El acuerdo contempla la importación de una amplia gama de suministros que incluye productos agrícolas, medicamentos y dispositivos médicos de origen estadounidense. Asimismo, el pacto prevé la compra de equipos especializados para la rehabilitación de la infraestructura eléctrica y las instalaciones energéticas venezolanas, sectores severamente afectados por la crisis interna de ese país.
Este anuncio se produce tras la confirmación de que Venezuela entregará a Estados Unidos entre 30 y 50 millones de barriles de petróleo que anteriormente se encontraban bajo sanciones. Trump precisó que el crudo “se venderá a su precio de mercado”, lo que marca un cambio significativo en la política de restricciones energéticas que pesaba sobre la nación sudamericana.
El control financiero de la operación quedará bajo la órbita directa del Ejecutivo estadounidense. “Ese dinero será controlado por mí, como presidente de Estados Unidos, para garantizar que se utilice en beneficio de los pueblos de Venezuela y Estados Unidos”, sostuvo el mandatario, subrayando que la Casa Blanca supervisará el flujo de capitales derivado de estas ventas.
Finalmente, el presidente estadounidense reafirmó que este esquema asegura que Venezuela se comprometa a “hacer negocios con los Estados Unidos de América como su socio principal”. El mecanismo busca garantizar el abastecimiento de bienes esenciales para la población venezolana mientras se fortalece la industria manufacturera y exportadora estadounidense bajo el nuevo marco de cooperación petrolera anunciado por Trump.
La empresa petroquímica Sealed Air confirmó el despido de 65 trabajadores, luego de que inicialmente se anunciaran alrededor de 90 desvinculaciones. Con el pretexto de afrontar “un proceso global de optimización de recursos”, la firma comenzó en noviembre las negociaciones para la reducción de personal.
Tras la ruptura de las negociaciones, el personal resolvió un paro por tiempo indeterminado y la fábrica se encuentra actualmente sin actividad. El delegado general de la comisión interna de la empresa, Alfredo Piscopo, señaló que los trabajadores están “en negociación hace dos meses” por estos despidos, incluyendo un “casi acuerdo” que la empresa truncó agregando demandas adicionales.
Durante la conciliación obligatoria, el gremio aceptó el retiro de 45 trabajadores, en su mayoría próximos a jubilarse, como parte de un acuerdo que permitiera reubicar personal y sostener la producción. Sin embargo, la negociación se frustró cuando la empresa exigió mayores niveles de producción con menos personal y sin respetar los tiempos de capacitación necesarios.
“Estamos con la planta parada y esperando que la empresa nos llame para negociar”, reveló Piscopo. La compañía justifica los despidos como un “proceso global de optimización de recursos”, con una reducción del 40% del personal bajo el artículo 245 de la Ley de Contrato de Trabajo.
Future Energy Summit (FES) Iberia Renewables & Storage celebrará su cuarta edición el próximo 12 de febrero en la ciudad de Madrid, y ya ha iniciado su cuenta regresiva con la apertura de las entradas Early Bird, disponibles a través del sitio oficial del evento: https://live.eventtia.com/es/fes-iberia26.
El evento marcará el punto de partida de la gira internacional 2026 de FES, que recorrerá nueve mercados estratégicos a lo largo del año, consolidando su posicionamiento como uno de los espacios más influyentes del sector energético global.
En esta edición, el foco estará puesto en el almacenamiento energético como vector clave para el desarrollo de las renovables, junto con los marcos regulatorios emergentes y los nuevos esquemas de inversión que están transformando el mercado ibérico.
Se espera la participación de cientos de referentes del sector, entre CEOs, autoridades gubernamentales, ejecutivos de utilities, fabricantes, desarrolladores, bancos y fondos de inversión. La jornada contará con transmisión en vivo a través del canal oficial de YouTube de FES, ampliando su alcance regional e internacional.
Entre los partners confirmados para esta edición se encuentran Wattkraft, Huawei, GameChange, Tera Batteries, Schletter y BLC Power Generation, empresas que lideran el desarrollo de soluciones tecnológicas aplicadas a renovables y almacenamiento, y que jugarán un rol activo durante el encuentro.
En línea con el perfil de alto nivel que caracteriza a FES, se han confirmado figuras clave del sector energético, como Carmen López Ocón, directora de Energías Renovables y Mercado Eléctrico del IDAE, Fátima García Señán, subdirectora general de Almacenamiento y Flexibilidad del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (MITECO y, Manuel Larrasa Rodríguez, secretario General de Energía y Minas de la Junta de Andalucía.
A ellos se suman Jesús Heras, technical Director SouthWest Europe de Wattkraft, Julio Castro, CEO de Iberdrola Renovables, y OscarAira, managing director Europe & Latin America de GameChange.
En el segmento de almacenamiento y soluciones BESS, se suman Domingo Jesús López Álvarez, Director General de Tera Batteries, y Enrique de Ramón, Global Head of Business Origination & BESS de Zelestra, quienes analizarán tendencias en almacenamiento a gran escala, integración en mercados mayoristas y valorización de servicios de flexibilidad.
También dirán presente perfiles de relevancia como:
Andrés Hernando – CTO – Huawei
Chema Zabala – Managing Director – Alantra Energy Transition
Jesús Manuel Gil Jiménez – Director de Hidrógeno – Enagás
Ángel Alegría – Head of Commercial – Schletter
Arancha García – Chief Integration & Transformation Officer – Templus
Gastón Fenés – Periodista y Co-founder – Energía Estratégica
FES Iberia es reconocido por su capacidad para generar espacios efectivos de relacionamiento, donde compañías regionales y globales avanzan en acuerdos comerciales, alianzas estratégicas y oportunidades de cooperación. Esta dinámica de networking será nuevamente una de las fortalezas del evento, en un contexto donde la integración de tecnologías, la trazabilidad de la energía y la optimización de inversiones exigen una colaboración cada vez más estrecha entre actores públicos y privados.
Este programa prioriza cinco líneas de actuación: agrovoltaica (€75 millones), autoconsumo colectivo con consumidores vulnerables (€40,5 millones), integración de renovables en infraestructuras (€40 millones), bombas de calor renovables (€30 millones), y fotovoltaica flotante (€17 millones). Mientras que las solicitudes estarán abiertas entre el 14 de enero y el 19 de febrero de 2026, a través de la sede electrónica del organismo.
El análisis de este marco de incentivos, su aplicación práctica en proyectos concretos y su impacto sobre la competitividad del sector serán temas centrales de los paneles que liderarán referentes institucionales y ejecutivos de empresas con operación en la región.
Sobre el cierre del evento, se prevé una agenda de actividades orientadas a la interacción directa entre desarrolladores, fabricantes, inversores y operadores del sistema eléctrico. Estas instancias de contacto directo consolidan a FES como un entorno propicio para avanzar en iniciativas que promueven la eficiencia energética, la descarbonización y la innovación aplicada.
¡No deje pasar la oportunidad y forme parte de FES Iberia Renewables & Storage 2026!
Petróleos de Venezuela, S. A. (PDVSA) confirmó este miércoles que mantiene conversaciones con el Gobierno deEstados Unidos para la venta de volúmenes de petróleo, en lo que representa un giro sin precedentes en la política energética bilateral.
En un comunicado oficial, la petrolera estatal afirmó que las negociaciones se desarrollan “bajo esquemas similares a los vigentes con empresas internacionales, como Chevron”, y que están basadas en “una transacción estrictamente comercial, con criterios de legalidad, transparencia y beneficio para ambas partes”.
Este anuncio ocurre a días de la operación militar de Estados Unidos en Caracas que culminó con la captura del presidente venezolano Nicolás Maduro, un acontecimiento que marcó un quiebre en las relaciones entre ambas naciones y el replanteo de vínculos comerciales hasta ahora suspendidos por sanciones y bloqueos.
Más temprano, el presidente Donald Trump había anunciado que Venezuela entregará entre 30 y 50 millones de barriles de petróleo al mercado estadounidense. Trump detalló que el crudo será vendido a precio de mercado y que él mismo supervisará los ingresos de esa venta para “beneficiar al pueblo venezolano y a los Estados Unidos”.
Fuentes oficiales estadounidenses señalaron que este volumen de crudo representa una parte significativa del petróleo almacenado que no ha podido salir de Venezuela debido a restricciones impuestas tras el inicio del conflicto reciente.
El comunicado de PDVSA subraya su objetivo de impulsar el desarrollo nacional y contribuir a la estabilidad energética global, aunque evita entrar en detalles sobre montos, plazos o volúmenes específicos de venta.
La Guardia Costera de Estados Unidos realizó dos operativos, uno en el Atlántico Norte y otro en aguas internacionales cerca del Caribe, que finalizaron con los abordajes e incautaciones del buque cisterna Bella I y el petrolero Sophia, que se encontraban atracados en Venezuela o en ruta hacia ese país.
La secretaria de Seguridad Nacional de ese país, Kristi Noem, publicó un mensaje y un video en el que se observan los abordajes consecutivos, de lo que denominó “flota fantasma”.
In two predawn operations today, the Coast Guard conducted back-to-back meticulously coordinated boarding of two “ghost fleet” tanker ships— one in the North Atlantic Sea and one in international waters near the Caribbean. Both vessels —the Motor Tanker Bella I and the Motor… pic.twitter.com/EZlHEtcufX
“Estos valientes hombres y mujeres merecen el agradecimiento de nuestra nación por su abnegada devoción al deber. Los criminales del mundo están sobre aviso. Pueden huir, pero no pueden esconderse“, escribió.
Y lanzó en modo de advertencia: “Nunca cejaremos en nuestra misión de proteger al pueblo estadounidense e interrumpir la financiación del narcoterrorista dondequiera que la encontremos, punto. Esta es la mayor fuerza de combate de nuestro país en su máximo esplendor. Esto es ‘Estados Unidos primero en el mar’”.
Neuquén apunta a mejorar la competitividad de Vaca Muerta frente al nuevo escenario mundial.
La captura de Nicolas Maduro, presidente de Venezuela y la posibilidad que nuevas inversiones que incrementen la oferta de crudo desde ese país no pasó desapercibida en Vaca Muerta. La primera semana de enero transcurrió con reuniones entre operadoras y representantes del gobierno provincial para analizar, entre otras cosas, el impacto de las medidas anunciadas por EE.UU.
La noticia no tomó por sorpresa a las compañías de Vaca Muerta que hace años veían como ineludible la posibilidad de que el régimen de Maduro llegara a su fin y permitiera la vuelta al ruedo de Venezuela al comercio internacional. Tras su captura, las conversaciones se centraron en la posibilidad de que el país caribeño retome una senda de producción que alcance los 3 millones de barriles diarios, incremente el comercio de gas, los plazos en los que se darían estos cambios y los efectos que eso tendría en el futuro de Vaca Muerta.
Ante esta posibilidad, la gobernación de Neuquén, que encabeza Rolando Figueroa, enfatiza en la necesidad de reducir los costos en la Cuenca Neuquina para hacer más competitivos el gas y el petróleo de Vaca Muerta. En esa clave, adelantaron que en 2026 se buscará acelerar el plan para mejorar la infraestructura vial a fin de mejorar los tiempos de la logística. Además, advirtió a las empresas sobre las ventajas de incrementar el uso de arenas de cercanía para estimular hidráulicamente los pozos no convencional, en oposición a la arena de Entre Ríos.
La mirada provincial sobre Venezuela
En conversación con EconoJournal, el ministro de Energía de Neuquén, Gustavo Medele, afirmó que “los países con grandes reservas de hidrocarburos siempre tendrán un efecto en el mercado global. Entendemos que en el corto plazo no veremos grandes cambios, en el mediano plazo existen dudas, pero sabemos que a largo plazo habrá un impacto mundial”.
El ministro de Energía de Neuquén, Gustavo Medele, analizó el impacto sobre Vaca Muerta de una eventual reactivación de la industria petrolera en Venezuela.
Si bien no hay temor por la competencia que pueda generar en el mercado el crudo venezolano -que es más pesado que el Medanito que comercializa argentina- los efectos que pueda tener la presencia de Venezuela sobre el precio del barril del Brent sí se presentan como un interrogante entre las compañías.
En este contexto, el ministro de Energía sostuvo que “desde Neuquén tenemos que seguir trabajando en el costo de producción y entendemos que tenemos que hacer un trabajo estratégico para reducir los costos del barril y de la molécula de gas. Para esto hay que dar reglas claras e invertir en infraestructura. Todo lo que hacemos está en esa línea ante la posibilidad de que en algún momento puede pasar algo que inunde (de crudo) el mercado”.
El ministro aseguró que la estrategia de la provincia para trabajar en este sentido apunta a acelerar las mejoras en las rutas provinciales que permiten conectar Vaca Muerta para reducir las demoras y embotellamientos que hoy presentan y construir nuevas redes eléctricas. Estimó que esta nueva infraestructura impactaría en una reducción del 20% de los costos de las empresas.
EE.UU. anunció que se hará cargo de la exportación de petróleo en Venezuela por tiempo indefinido.
El plan incluye para este año la ejecución de un total de nuevos 264 kilómetros de rutas que se suman a los 400 que se ejecutaron o iniciaron en 2025. Entre estas, contempla la pavimentación de las rutas provinciales 8 y 17 por un total de 51 kilómetros cruciales para la logística de Vaca Muerta. Se suman las rutas 7 y 17 donde se están asfaltando 23 kilómetros. Mientras que está próxima a comenzar la obra que suma 19 kilómetros de la duplicación de calzada en la ruta 67 que conecta a la ciudad de Neuquén con Vista Alegre Norte y la región de Vaca Muerta.
“Con estas mejoras se puede reducir los tiempos de demora del transporte, lo que impacta en que las empresas utilicen menos camiones, en menos horas hombre y otros gastos que eso apareja. El objetivo es mejorar la logística para que las empresas no demoren tanto en ir de un punto a otro”, agregó.
Por último, afirmó que la Provincia seguirá trabajando en fortalecer el comercio de gas hacia Brasil y señaló que estas mejoras también permitirían a la Cuenca Neuquina ser más competitiva frente a otros jugadoras. «La batalla hay que darla en el precio», consideró.
PDVSA, la petrolera estatal de Venezuela creada en 1976, confirmó la venta de crudo a Estados Unidos.
En un comunicado emitido en las últimas horas del miércoles 7/1, la petrolera venezolana anunció que “cursa una negociación con Estados Unidos para la venta de volúmenes de petróleo, en el marco de las relaciones comerciales que existen entre ambos países”.
“Este proceso se desarrolla bajo esquemas similares a los vigentes con empresas internacionales, como Chevron, y está basado en una transacción estrictamente comercial, con criterios de legalidad, transparencia y beneficio para ambas partes”, añadió.
El anuncio oficial ocurrió luego de que el secretario de Energía de los EE.UU., Chris Wright, afirmara que su país controlará la venta de crudo venezolano “indefinidamente”.
El martes, el presidente Donald Trump había anunciado que el gobierno de la “presidenta encargada” Delcy Rodríguez entregará hasta 50 millones de barriles de petróleo a Estados Unidos y que los ingresos serán “controlados” por él.
La “Presidenta encargada” de Venezuela, Delcy Rodríguez, negó que Estados Unidos esté al mando del Gobierno venezolano, cuyo Presidente, Nicolás Maduro, fuera secuestrado en la madrugada del sábado en una incursión militar estadounidense en Caracas, con bombardeos que dejaron un saldo provisorio de al menos 100 muertos, entre civiles, y militares venezolanos y cubanos.
Delcy Rodriguez reclamó por la vida y la liberación de Maduro y su esposa, también secuestrada en el operativo militar. Y afirmó por cadena nacional que “No hay ningún agente externo que gobierne Venezuela… Tenemos un Gobierno Constitucional, con un poder popular consolidado”, explicó.
Esas declaraciones ocurrieron pocas horas después de que Trump hablara al periodismo y asegurara que tiene a personas administrando Venezuela y que Rodríguez debe acatar órdenes, además de detallar que la Presidenta (E) “estaba cooperando”.
En las úlltimas horas del miércoles la portavoz de la Casa Blanca, Karoline Leavitt contrarrestó las declaraciones de Delcy Rodriguez señalando que “Tenemos la máxima capacidad de presión sobre las autoridades interinas”, y ratificó que la Administración Trump aspira a recibir de 30 a 50 millones de barriles de crudo venezolano, y que el viernes recibirá a representantes de las petroleras estadounidenses que podrían intentar desembarcar en Venezuela, donde sí está operando Chevron hace meses, en acuerdo con PDVSA.
En los últimos días la petrolera Chevron envió al menos once buques cisterna a Venezuela los cuales se espera que arriben a dos puertos venezolanos.
Los buques fletados por la única petrolera con licencia de exportación ante las sanciones de EE.UU. a la industria venezolana, llegarán a los puertos de José y Bajo Grande para cargar crudo.
“Chevron sigue centrada en la seguridad y bienestar de nuestros empleados, así como la integridad de nuestros activos. Seguimos operando en total cumplimiento con las leyes y regulaciones relevantes”, indicó un vocer de la compañía.
El gobierno de Trump pretende mantener el embargo al petróleo venezolano, cargarlo con destino a los Estados Unidos, comercializarlo en el mercado internacional. Con parte de lo que obtenga por dichas operaciones financiar a Venezuela la compra de productos e insumos que este país necesita. Y pretende que sean productos e insumos de origen estadounidense.
Mientras tanto, la mayoría de los países representados en la ONU cuestiona el accionar de la Administración Trump, cuya actitud amenaza expandirse a otros países de la región, según sus propias declaraciones, bajo el argumento de una supuesta “lucha contra el narcoterrorismo”.
El proceso de licitación de 1500 MW que Honduras se prepara a lanzar será completamente rediseñado. La Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE) ya confirmó que el modelo BOT (BOT (Build, Operate and Transfer)—bajo el cual los privados construyen, operan y luego transfieren las plantas al Estado— quedará fuera de los nuevos términos.
«La licitación de 1500 MW sufrirá cambios. Creemos que el BOT previsto en el pliego no continuará, al igual que las rondas sucesivas. Es una realidad porque se viene una nueva manera de hacer políticas públicas», aseguró Wilfredo Flores, comisionado de la CREE, en un video compartido por el propio comisionado.
“Honduras es un país rico en recursos naturales Tenemos sol, agua y viento. Además, tenemos tres interconexiones regionales con Guatemala, El Salvador y Nicaragua, por lo que el país tiene todo para desarrollarse desde el punto de vista energético. Solamente hay que crear las políticas públicas adecuadas para sacar el país adelante”, agregó.
Según pudo saber EnergíaEstratégica en diálogo con otras fuentes del sector, a decisión implica una revisión integral de los mecanismos de contratación, orientada a una política energética más flexible, con mayor participación del sector privado.
¿Por qué? Anteriormente, el diseño incluiría bloques diferenciados por tipo de tecnología y ubicación geográfica, con el objetivo de optimizar los recursos del país: solar en el sur, eólica en zonas del occidente y geotermia en regiones específicas.
Pero la redefinición del esquema también permitiría atraer una base más diversa de inversores, al eliminar la obligación de ceder los activos al finalizar la operación.
Este cambio se enmarca en una nueva orientación de las políticas públicas del sector, con mayor apertura al mercado, pero sin dejar de lado ciertos instrumentos sociales.
Desde la CREE sostienen que el país necesita ajustar su política energética a la realidad local, equilibrando señales económicas claras con medidas de protección para los sectores más vulnerables.
Uno de los ejemplos recientes es el congelamiento tarifario, ya que a pesar que el regulador había aprobado un aumento del 4,11 %, el Ejecutivo decidió mantener las tarifas sin cambios, priorizando el impacto económico sobre hogares y pequeñas empresas.
En paralelo, el gobierno concretó avances en infraestructura que preparan el camino para la incorporación de nueva generación.
Se instalaron 20 transformadores de 50 MW y se desarrollaron nuevas líneas de transmisión que permiten trasladar energía solar desde el sur hacia el norte, donde se concentra la demanda. Estas obras redujeron significativamente los apagones en zonas críticas como San Pedro Sula y permitieron descongestionar tramos clave de la red.
Como consecuencia, todo el potencial del país dependerá de la existencia de reglas claras, mecanismos de contratación y políticas de largo plazo. Y el nuevo proceso de licitación será un termómetro clave para medir hacia dónde se encamina la transición energética hondureña.
Perú registra una cartera solar fotovoltaica amplia con 13116,1 MW en tramitación ambiental con Estudios de Pre-Operatividad aprobados, según datos publicados por Osinergmin, distribuidos en 65 proyectos. Sin embargo, solo 11 de ellos cuentan con concesión definitiva, lo que representa apenas 2,3 GW habilitados formalmente para avanzar a etapa de construcción.
La magnitud del portafolio refleja el fuerte dinamismo de los desarrolladores. Entre los actores principales se destacan Orygen Perú, Viridi Energías Renovables, Kallpa Generación, Verano Energy, CSF Continua, Engie, Ibereólica Solar, Acciona, Oryx Power, y Grenergy, entre otros.
La empresa Orygen Perú S.A.A. lidera el desarrollo solar en el país, con 9 proyectos que suman 2661,7 MW, una cifra equivalente al 20% del total nacional. Sus iniciativas se reparten en tres regiones clave:
Moquegua: Rubí III (323,1 MW), Pampa del Sol Fase I y Cuna del Sol (663,4 MW en conjunto), Wayra Solar (94,2 MW) que ya se encuentra en construcción y tiene como POC febrero 2026.
Arequipa: Rubí V Fase I y II (663,4 MW en conjunto), Atoi (114 MW), Quyllur (502,2 MW) y Sumac Nina I (446,8 MW).
Ica: Arenarosa (169,8 MW).
El segundo actor más importante es el Grupo Viridi Energías Renovables, que impulsa cinco proyectos estandarizados que en conjunto suman 950 MW: Pompeya I y II (200 MW cada uno en Arequipa), Santiago I y II (otros 200 MW cada uno en Ica) y Persépolis (150 MW, también en Ica).
También con fuerte presencia aparece Kallpa Generación S.A., con dos proyectos que totalizan 440 MW: Ocoña (335 MW) y Sunny Expansión (105 MW), este último con concesión definitiva (R.M. 203-2025) y POC previsto para junio de 2026.
Verano Energy Perú S.A.C. opera una cartera de 692,8 MW con Sol de Verano III (600 MW) y Sol de Verano II (92,8 MW), ambas iniciativas aún en tramitación.
En tanto, el grupo CSF Continua suma 460 MW con los proyectos Continua Misti (300 MW), Continua Chachani (100 MW) y Continua Pichu Pichu (60 MW), ubicados en Arequipa y aprobados ambientalmente desde 2020.
Engie Energía Perú S.A. mantiene tres iniciativas que totalizan 285,7 MW: Hanaqpampa (140,8 MW, con concesión vigente), Ruphay (93,2 MW) y Expansión Intipampa (51,7 MW), este último también con resolución definitiva (R.M. 194-2025) y POC diciembre 2025.
Entre los desarrolladores con proyectos individuales de gran escala se destaca Ibereólica Solar Moquegua S.A.C., con Moquegua Solar (675 MW), aún sin habilitación ambiental. También sobresalen el proyecto Coral (403,2 MW) de Empresa de Generación Eléctrica Coral, y Valladolid (400 MW), impulsado por Oryx Power S.L.
Otras empresas con presencia estratégica también avanzan con proyectos relevantes dentro del pipeline solar peruano. Zelestra impulsa el proyecto San Joaquín, de 104,3 MW. Por su parte, Lader Energy desarrolla Sol de los Andes, una planta de 125 MW ubicada en la región sur del país, mientras que Fénix, filial de Colbún, promueve el proyecto Algarrobal, de 250 MW, que refuerza su estrategia de diversificación basada en energías renovables. Si bien estos actores no concentran el mayor volumen del portafolio, su presencia activa contribuye a ampliar la oferta y consolidar nuevas zonas de desarrollo solar en el país.
Dentro del grupo de proyectos con concesión definitiva ya otorgada se encuentran además: Illa Solar (385 MW, Energía Renovable La Joya S.A.) de Grupo Enhol y Kallpa, Solimana (250 MW, Ecorer S.A.C.), Lupi (150 MW, GR Vale S.A.C.), San José (155,7 MW, Acciona Energía Perú), Babilonia (200 MW, Babilonia Solar S.A.C.) y Macarena (170 MW, GR Chabamba S.A.C.). Todos ellos cuentan con resoluciones emitidas entre 2022 y 2025 y fechas de operación previstas entre 2025 y 2026.
Además de Wayra Solar, tres plantas ya iniciaron operaciones comerciales entre 2024 y 2025: Sunny (370 MW) Clemesí (115 MW, en Moquegua) y Matarani Solar (80 MW, en Arequipa), esta última desarrollada por Grenergy, lo que marca el inicio del ingreso efectivo de esta nueva ola solar al sistema eléctrico peruano.
Actores del sector coinciden en que se trata de una norma clave para el futuro energético del país y destacan la importancia de contar con un marco regulatorio previsible, transparente y construido en diálogo con los distintos actores del mercado.
El almacenamiento energético comienza a perfilarse como una de las grandes oportunidades del nuevo modelo de mercado eléctrico español. La evolución de los precios horarios y la creciente penetración de renovables generan condiciones propicias para esta tecnología, así lo aseguró la presidenta del Operador del Mercado Ibérico de Energía (OMIE), Carmen Becerril Martínez.
“El spread entre horas prácticamente ha subido un 25% entre el año 24 y el año 25”, advirtió la directiva. Esta diferencia entre los precios más bajos y más altos del día es lo que, en su visión, “es un dato muy alentador para el desarrollo del almacenamiento futuro”.
Durante su presentación en el Congreso de APPA Renovables, Becerril destacó que el nuevo escenario de precios no solo genera tensión para los productores renovables, sino también una apertura clara para la inversión en tecnologías de flexibilidad.
“Prácticamente las horas centrales del día son un 40% inferiores al precio medio, mientras que las horas punta de la tarde están un 75% por encima del mismo valor”, detalló.
El fenómeno responde a una transformación profunda en la curva de demanda y oferta, acentuada por la masiva incorporación de renovables.
“Son 7000 MW fotovoltaicos integrados en el sistema y 1300 MW eólicos año contra año. Este fenómeno ha distorsionado el patrón tradicional de precios, la punta, el llano y el valle clásicos ya no existen”, remarcó Becerril.
En ese contexto, el mercado español ha introducido una de sus herramientas más esperadas: el mercado de cuarto horario, una innovación que permite una programación más precisa y una mejor respuesta ante la volatilidad. Desde marzo de 2025 se integró en el mercado intradiario y, desde octubre, en el mercado diario.
“El sector renovable debería ser el mayor beneficiario de la flexibilidad que puede dar una oferta cuarto horario”, sostuvo la presidenta de OMIE.
Esta herramienta, que multiplica los periodos diarios de programación de 24 a 96, ha demostrado un impacto concreto. Aunque se esperaba un aumento exponencial de las operaciones intradiarias, “las ofertas han aumentado, pero no se han multiplicado por cuatro; ni siquiera por tres”, indicó Becerril,
La flexibilidad cobra aún más relevancia ante la presión de los precios negativos. OMIE registró el primer precio negativo en el mercado diario el 1 de abril de 2024, y desde entonces se han intensificado, sobre todo en el segundo trimestre de cada año. En mayo de 2025, el precio más bajo alcanzó los -15 euros/MWh, marcando un hito preocupante para los generadores.
En 2024 y 2025, los precios cero o negativos representaron cerca del 10% de las horas negociadas, un dato sin precedentes en el mercado español.A ello se suma el fenómeno de los vertidos económicos, particularmente en tecnologías solares y eólicas.
“Un 21% de la energía fotovoltaica que ofertó en el mercado en mayo no pudo entrar, a pesar de hacerlo con precios inferiores a 5 euros/MWh”, afirmó. Mientras que en el caso de la eólica, la cifra también fue del 20% para ese mismo mes.
Y cabe aclarar que dichos vertimientos no se debieron a restricciones técnicas sino a ausencia de demanda suficiente, pese a los bajos precios.
A nivel técnico, las restricciones del operador del sistema fueron relativamente menores en mayo: 1,31% en fase 1 y 0,97% en tiempo real para la fotovoltaica, y 0,43% y 0,37% respectivamente para la eólica. Sin embargo, en los meses de verano las limitaciones crecieron, superando el 10% en fase 1 y el 5% en fase 2, lo cual genera todavía más presión sobre las instalaciones renovables.
Otro dato revelador es el precio capturado por tecnología: mientras que la eólica logró mantener una media de 62 euros/MWh, la fotovoltaica cayó hasta los 34 euros/MWh.
“Estos valores hablan por sí mismos”, comentó la directiva, especialmente considerando que buena parte de estas plantas no cuenta con contratos PPA, y vende directamente al mercado spot.
La desconexión entre generación y demanda se refleja también en el comportamiento del consumo. “La demanda creció un 3% en 2024, pero en el año móvil se ha reducido ligeramente a un 2,1%”, señaló Becerril, remarcando la importancia de seguir fortaleciendo la demanda para poder absorber la generación renovable.
En cuanto a la expectativa de precios, los mercados de futuros anticipan una caída significativa para el segundo trimestre de 2026, con precios de mercado que rondan los 28 a 29 euros/MWh en abril y mayo, y un cierre de año en torno a 58 euros/MWh.
Ante este panorama, la electrificación y el almacenamiento se posicionan como ejes estratégicos. “Si hay que instalarse en algún sitio, probablemente España no es una mala opción si la comparamos con otros mercados europeos”, concluyó Carmen Becerril Martínez.
El encuentro marca la primera etapa de la gira internacional de FES para 2026, reunirá a representantes de alto nivel del sector público y privado para debatir modelos de negocio, avances regulatorios y proyectos de integración tecnológica centrados en la flexibilidad del sistema eléctrico. Entre los participantes ya confirmados figuran Carmen López Ocón del IDAE (Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía), Álvaro Pérez de Lema de la Mata, CEO de Saeta Yield, Rocío Sicre de EDP Renewables y Raúl García Posada de ASEALEN, entre otros líderes del ecosistema renovable y de almacenamiento.
Canadian Solar proyecta ampliar su participación en Sudamérica de cara a2026, con una estrategia centrada en el desarrollo de sistemas de almacenamiento BESS, apostando por la expansión técnica y comercial en los principales mercados solares.
Así lo manifestó el gerente general para Sudamérica de Canadian Solar, Samir Moura, durante una entrevista destacada en el marco de Future Energy Summit (FES) Chile, donde también detalló que el crecimiento de este segmento se acompaña con una estructura específica.
“Nuestro equipo en sistemas BESS está creciendo, no solamente en ventas, sino también en la parte técnica, porque las baterías tienen una ingeniería por detrás y es importante mostrar que estamos enfocados en ello”, planteó.
La compañía acumula 13 años de experiencia en Sudamérica y opera con un equipo de 60 personas distribuidas regionalmente, con base principal en Brasil y presencia directa en Colombia, Perú y Chile, lo que permite una atención local técnica y comercial, y una propuesta “one-stop shop”, que incluye paneles solares, inversores, baterías para los segmentos C&I y residencial, y soporte técnico asociado.
Este enfoque diferencial cobra especial relevancia en un contexto donde mercados como Chile y Brasil muestran un avance significativo en proyectos con storage, considerando que el país andino cuenta con casi 2 GW de sistemas BESS en operación.
“En esos países hay un movimiento muy fuerte por sistemas BESS y Canadian está lista para ofrecer esas soluciones, al igual que los paneles solares e inversores”, remarcó el directivo.
Innovación tecnológica para geografías desafiantes
Además del crecimiento en almacenamiento, la estrategia de Canadian Solar incluye una evolución constante de su portafolio fotovoltaico, considerando la preparación de nuevos módulos solares de hasta 725 Wp con tecnología TOPCon, como pilar central de su oferta regional.
A ello se suman atributos diseñados para condiciones climáticas desafiantes, como la bifacialidad, que permite aumentos de entre 10% y 30% en la generación eléctrica, junto con mejoras en el coeficiente de temperatura y la resistencia a la humedad, lo que amplía el rendimiento en climas extremos o de alta radiación.
Por el lado del almacenamiento, el foco también está en la flexibilidad y facilidad logística, especialmente en zonas remotas o con acceso limitado. En ese sentido, la firma trabaja en el desarrollo de SolBank Flex, una solución compacta y modular para proyectos BESS que facilita el transporte de kits de baterías, optimizando los costos y la velocidad de despliegue.
La innovación también impacta en los inversores, donde la compañía está incorporando inteligencia artificial para que estos dispositivos respondan en tiempo real a variaciones de frecuencia, voltaje o exigencias de red, aumentando así la eficiencia operativa del sistema completo.
“Estamos listos para acompañar la evolución del mercado solar y de almacenamiento en toda Sudamérica, con soluciones que integran tecnología, ingeniería y presencia local”, concluyó Samir Moura.
El gobierno de Ecuador, a través del Ministerio de Ambiente y Energía y la Corporación Eléctrica del Ecuador (CELEC EP), ejecuta una inversión de USD 278 millones en infraestructura de transmisión eléctrica. Se trata de proyectos de carácter plurianual, cuyos trabajos continuarán durante el presente año.
En 2025, CELEC EP, mediante su Unidad de Negocio Transelectric, destinó USD 114,9 millones para la conclusión de tres nuevos sistemas de transmisión y la ampliación de cuatro instalaciones existentes del SNT, orientadas a mejorar la confiabilidad y la capacidad operativa del sistema.
Entre las obras concluidas se encuentran el sistema de transmisión La Avanzada, de 230/138 kilovoltios (kV) y 150 megavoltamperios (MVA), que beneficia a la provincia de El Oro y fue inaugurado el 16 de octubre; el sistema de transmisión Tanicuchí, de 230/138 kV y 150 MVA, cuya subestación fue energizada el 12 de diciembre; y el sistema Cajas, de 230/69 kV y 150 MVA, energizado el 20 de diciembre, que refuerza la operación del sistema eléctrico en Imbabura.
Asimismo, se concluyeron ampliaciones en subestaciones estratégicas del sistema: en la provincia del Guayas, la primera etapa de Posorja (138/69 kV, 67 MVA) y Durán (69 kV); en Pichincha, El Inga, en el patio de 138 kV; y en Sucumbíos, Jivino (230 kV).
Adicionalmente, durante 2025 y con una inversión de USD 154,6 millones, CELEC EP avanzó en la construcción de 11 obras de transmisión, orientadas a optimizar el desempeño del Sistema Nacional de Transmisión en distintas regiones del país, entre las que destacan:
Sistema de transmisión Orquídeas, que mejorará la entrega de energía al norte de Guayaquil. La inversión es de USD 38.6 millones.
Sistema Delsitanisagua – Cumbaratza – Bomboiza, que mejorará la entrega del servicio eléctrico a Zamora Chinchipe. Su inversión es de USD 44.2 millones.
Línea Tisaleo-Totoras (en Tungurahua), con USD 5.4 millones de inversión.
A estas obras se suman la ampliación de otras subestaciones que son fundamentales para incrementar la entrega del servicio eléctrico en varias provincias.
En Guayas: Subestaciones Esclusas, que tiene una inversión de USD 13.2 millones, Salitral, con una inversión de USD 29.3 millones, y la segunda etapa de Posorja, con una inversión de USD 5.3 millones, subestación Orquídeas con una inversión de USD 26.3 millones.
En Manabí: Subestaciones Manta 2, con una inversión de USD 9.9 millones.
En Esmeraldas: Subestación Esmeraldas: La inversión es de USD 5.4 millones.
Loja: Subestación del mismo nombre, con una inversión de USD 1.9 millones.
Cañar: Subestación Taday, con una inversión de USD 7.7 millones.
De igual manera, en 2025 se ejecutaron 3.340 mantenimientos a la infraestructura del Sistema Nacional de Transmisión, con una inversión de USD 8,5 millones, acciones fundamentales para asegurar la operación confiable del sistema eléctrico nacional.
Los presidentes de Rusia y EE.UU. en la cumbre de Alaska en 2025.
El presidente de los Estados Unidos, Donald Trump, dio luz verde a un proyecto de ley que buscará sancionar con aranceles a los países que importen petróleo de Rusia. El objetivo declarado es forzar a Brasil, India y China a cesar sus compras de energía a Rusia.
El avance del proyecto, que cuenta con un fuerte respaldo bipartidista, se produce tras tomar el control de las exportaciones de crudo desde Venezuela y en medio de tensiones diplomáticas entre EE.UU. y Rusia por la intercepción de un tanquero sancionado que portaba bandera rusa.
El senador del Partido Republicano , Lindsey Graham, anunció este miércoles que Trump autorizó la votación en el Senado de un proyecto de ley que busca aplicar una suerte de embargo global a las exportaciones de energía de Rusia.
«Este proyecto de ley permitirá al presidente Trump castigar a los países que compran petróleo ruso barato para alimentar la maquinaria de guerra de Putin», publicó Graham en su cuenta de X. «Este proyecto de ley le daría al presidente Trump una enorme influencia sobre países como China, India y Brasil para incentivarlos a dejar de comprar el petróleo ruso», agregó.
El proyecto ya tiene el respaldo comprometido de 82 senadores y se espera que una legislación similar ingrese en la Cámara de Representantes. «Espero una fuerte votación bipartidista, ojalá la próxima semana», auguró el senador.
Qué sanciones impondrá EE.UU. a países que importen energía de Rusia
El texto autoriza al presidente a aplicar aranceles de hasta 500% a los países que importen energía de Rusia. De esa manera, Trump tendría una herramienta para forzar a los grandes importadores de petróleo ruso como India, China y Brasil a cesar o al menos reducir significativamente sus compras.
Graham suavizó el potencial alcance de la medida sobre la Unión Europea al aclarar que habría una excepción para los países que importan energía rusa pero que estan financiando o colaborando con el esfuerzo de guerra de Ucrania frente a Rusia. Los gobiernos europeos en diciembre acordaron dejar de importar gas natural de Rusia a través de gasoductos o como GNL para el 2027.
En Latinoamérica, Brasil incrementó significativamente sus compras de gasoil a Rusia tras el comienzo de la guerra en Ucrania. No obstante, esas importaciones se contrajeron en el último año y medio por el temor a potenciales sanciones.
PDVSA confirmó que ya negocia exportaciones de crudo con EE.UU.
PDVSA aseguró que mantuvo reuniones con el gobierno de Donald Trump.
La administración Trump anunció que tomarán el control comercial de las exportaciones de petróleo desde Venezuela. La petrolera estatal venezolana PDVSA confirmó que entabló una negociación sobre «ventas de volúmenes de petróleo» con los EE.UU.
“Este proceso se desarrolla bajo esquemas similares a los vigentes con empresas internacionales, como Chevron, y está basado en una transacción estrictamente comercial, con criterios de legalidad, transparencia y beneficio para ambas partes», informó la petrolera en un comunicado difundido en sus redes sociales.
Intercepción de un petrolero con bandera rusa
EE.UU. interceptó un buque petrolero con bandera rusa en el Océano Atlántico.
Las fuerzas armadas de los EE.UU. abordaron y capturaron un petrolero con bandera rusa en el Océano Atlántico el miércoles luego de una persecución que duró semanas en alta mar.
El buque petrolero, originalmente llamado Bella 1, fue sancionado por EE.UU. en 2024 por operar dentro de la flota en la sombra que transporta petróleo ilícito de Irán.
El mes pasado, la Guardia Costera estadounidense intentó incautar el buque mientras se dirigía a Venezuela para recoger petróleo, operando entonces bajo bandera de Guyana. Sin embargo, la tripulación se negó a ser abordada y huyó hacia el Atlántico, siendo interceptada cerca de Islandia.
Rusia condenó la incautación del Bella 1. El Ministerio de Transporte argumentó que “ningún Estado tiene derecho a usar la fuerza contra buques que estén debidamente registrados en las jurisdicciones de otras naciones” según la Convención de las Naciones Unidas sobre el Derecho del Mar, un tratado que EE.UU. no ha firmado.
Un informe del World Economic Forum (WEF) y Accenture señala que en los últimos diez años la puntuación regional en avance de la transición energética apenas ha mejorado: solo un 1,2%, mientras el promedio global es de 6,2 por ciento.
Un nuevo estudio del World Economic Forum (WEF) y Accenture, “Energy Transition Readiness: Latin America and the Caribbean”, establece que América Latina y el Caribe posee algunas de las condiciones y el potencial más favorable del mundo para liderar la energía limpia y avanzar en la transición energética. Sin embargo, la región enfrenta importantes desafíos en cuanto a inversiones, sobre todo en infraestructura.
De acuerdo con el informe, en los últimos diez años, la puntuación regional en avance de la transición energética apenas ha mejorado: solo un 1,2%, mientras el promedio global es de 6,2%. Nicolás Ruiz Moreno, senior Manager en Energy Industry Consulting de Accenture Argentina, destaca que “los desafíos estructurales —desde cuellos de botella en infraestructura hasta políticas fragmentadas, innovación limitada y financiamiento insuficiente— evidencian las áreas críticas donde la reforma y la inversión focalizada pueden liberar todo el potencial de la región.”
Transición energética
América Latina es la segunda región del mundo más avanzada en energías renovables y lidera a nivel mundial en hidroenergía.
El reporte del WEF y Accenture sostiene que América Latina y El Caribe representa el 7% de la población mundial, el 5% del suministro total de energía del mundo, una parte significativa del crecimiento futuro de la demanda energética y un incremento constante en las inversiones en energía limpia (proyectadas en 70.000 millones de dólares para 2025, un aumento del 25% desde 2015). Sin embargo, la región atrajo solo el 5% de la inversión privada global en energía limpia en 2024 y apenas el 4% del capital mundial destinado a la transición energética, limitado por altas tasas de interés y escaso acceso a financiamiento. De acuerdo con el análisis, para cumplir los objetivos energéticos y climáticos, la inversión anual total en energía limpia debe aumentar hasta los 150.000 millones de dólares en 2030 y seguir incrementándose de forma sostenida hasta 2050.
El ejemplo de Argentina
El estudio del WEF y Accenture destaca también que el aumento de la demanda global y las presiones de descarbonización están impulsando el interés por el gas natural. En este contexto, destaca el caso de México y Argentina, que están proponiendo nuevas instalaciones de exportación de gas natural licuado (GNL), y la capacidad regional de importación podría aumentar en un 50%.
El informe destaca también como ejemplo la expansión de producción de gas de Argentina. Según se explica, “la matriz energética de Argentina dependió durante mucho tiempo de las importaciones, los costosos combustibles líquidos y una integración limitada. A pesar de las vastas reservas de gas no convencional de Vaca Muerta, las brechas de infraestructura y de mercado obstaculizaban el reemplazo de combustibles de alta intensidad de carbono, el crecimiento de las exportaciones y una mayor seguridad energética.”
Producción de gas argentino
El reporte señala que la respuesta fue una estrategia conjunta entre actores del sector energético e YPF, orientada a expandir la producción de gas en Vaca Muerta y desarrollar la infraestructura necesaria para su transporte, licuefacción y comercialización. “El Plan de Promoción de la Producción de Gas Argentino (2020) impulsó la participación de los productores, mientras que el Gasoducto Perito Francisco Pascasio Moreno (2023) incrementó la capacidad de evacuación. Se prevé además la construcción de terminales de GNL y gasoductos transfronterizos, consolidando al gas natural como eje de la transición energética del país”, indica el documento.De esa forma, el WEF y Accenture concluyen que entre las buenas prácticas a imitar de este caso se encuentran que:
El diálogo construye legitimidad: Una participación estructurada con trabajadores, empresas y comunidades garantiza resultados de transición equitativos.
La reconversión laboral es esencial: Los marcos de capacitación y certificación preparan a la fuerza laboral para las industrias verdes emergentes.
La diversificación regional mantiene el impulso: Las inversiones locales en sectores alternativos generan resiliencia más allá de la economía del carbón.
tgs, compañía líder de energía, decidió incorporar a Jorge Vugdelija como Director de Grandes Proyectos. Desde esta posición, liderará la ejecución y el desarrollo de los proyectos de gran envergadura que impulsan el futuro de la organización, se explicó.
Jorge Vugdelija cuenta con una sólida formación y una extensa trayectoria en el sector energético regional. Es Ingeniero Electrónico por la UTN, con especializaciones en el ITBA y un Executive MBA del IAE Business School. Ocupó posiciones gerenciales en Pecom Energía, Petrobras Argentina y Refinor, y ejerció roles como CEO en Oleoductos del Valle (Oldelval) y como Executive President en Oleoductos de Crudos Pesados (OCP) en Ecuador.
Sobre tgs
tgs es la principal compañía de transporte de gas natural de Argentina. A través de más de 9.250 km de gasoductos que atraviesan siete provincias, transporta el gas natural desde los yacimientos del sur y oeste hacia los centros de consumo urbanos.
Durante sus 33 años de historia, la compañía se ha consolidado como líder en cinco líneas de negocio:
. Transporte de gas natural
. Procesamiento y comercialización de líquidos del gas natural
. Midstream en Vaca Muerta
. Telecomunicaciones
. Servicios
Con más de 35 instalaciones distribuidas en siete provincias y más de 1.100 colaboradores, tgs opera el Complejo Cerri y la Planta Galván en Bahía Blanca, donde se procesan líquidos derivados del gas natural.
En octubre de 2025, tgs fue adjudicataria para ejecutar la ampliación del Gasoducto Perito Moreno (Ex GPNK) , proyecto que permitirá incrementar la capacidad de transporte en 14 MMm3/día desde Tratayén (NQN) hasta Salliqueló (PBA).
Esta obra, con una inversión superior a 560 millones de dólares, contribuirá a sustituir importaciones y potenciar el desarrollo de Vaca Muerta, consolidando el rol estratégico de tgs en el abastecimiento energético del país, se destacó.
Además, la compañía impulsa el proyecto NGL’s, una iniciativa estratégica para monetizar el gas rico en hidrocarburos de Vaca Muerta mediante la separación, transporte y fraccionamiento de líquidos del gas natural (propano, butano, etano y gasolina natural).
Este proyecto contempla una inversión global superior a U$S 2.500 millones, incluyendo infraestructura de acondicionamiento en Tratayén, un poliducto de más de 500 km y una planta de fraccionamiento en Bahía Blanca, posicionando a tgs como líder regional en la industrialización y exportación de NGL’s.
EE.UU. administrará los ingresos de las exportaciones de crudo venezolano.
El secretario de Energía de los Estados Unidos, Chris Wright, dijo este miércoles que tomarán el control comercial sobre las exportaciones de petróleo crudode Venezuela por tiempo indefinido. La medida abarcará tanto al petróleo sancionado como a las futuras exportaciones de petróleo.
El presidente Donald Trump había anunciado por la noche del martes que Venezuela entregará a los EE.UU. entre 30 y 50 millones de barriles de petróleo sancionado, cuya venta y gestión de los ingresos sería asumida por el gobierno estadounidense. EE.UU. viene aplicando desde comienzos de diciembre un bloqueo naval contra los buques sancionados que transportan petróleo desde y hacia Venezuela.
EE.UU. venderá el petróleo de Venezuela
Sin embargo, la medida finalmente alcanzará a todas las exportaciones de petróleo crudo de Venezuela. “En el futuro venderemos en el mercado la producción que salga de Venezuela, primero este petróleo almacenado, y luego de forma indefinida venderemos en el mercado la producción saliente de Venezuela”, dijo Wright en una conferencia de energía realizada por Goldman Sachs cerca de Miami.
El Secretario de Energía de EE.UU. Chris Wright
El secretario de Energía añadió que EE.UU. proveerá el diluyente que Venezuela necesita para incrementar la producción de crudo pesado en la Faja del Orinoco.
Trump dijo que el crudo venezolano será vendido a precio de mercado “y ese dinero será controlado por mí, como presidente de los Estados Unidos de América, para garantizar que se utilice en beneficio del pueblo de Venezuela y de los Estados Unidos”.
PDAC es la principal convención mundial de exploración y minería. Tendrá más de 30.000 asistentes de más de 130 países.
La Argentina desembarcará en elPDAC 2026, en Toronto, con un escenario más activo que en años anteriores y una narrativa minera que empezó a ordenarse. El último año dejó señales concretas: un régimen de incentivos en funcionamiento, proyectos que comenzaron a destrabarse y un debate regulatorio que volvió a ocupar un lugar central en la agenda política. En un contexto internacional cada vez más competitivo para atraer inversiones, esos movimientos empiezan a ser leídos por el mercado.
El PDAC —la principal convención mundial de exploración y minería, con más de 30.000 asistentes de más de 130 países— no es solo una vidriera comercial: es el espacio donde se mide el pulso de los países mineros, su capacidad de ofrecer reglas claras y su voluntad de jugar en las grandes ligas. Y en ese escenario, la forma en que la Argentina se presenta vuelve a ser clave.
Desde 2023, Argentina Mining viene cumpliendo un rol central en la construcción de esa presencia internacional a través del Argentina Mining Pavilion, un espacio que reúne a empresas argentinas dentro del PDAC y les permite mostrarse de manera ordenada, profesional y con identidad propia frente a inversores, proveedores y tomadores de decisión globales.
Los ejes de PDAC
El pabellón no solo concentra la participación comercial, sino que funciona como una plataforma de posicionamiento país: articula empresas, promueve alianzas estratégicas y suma una agenda propia de conferencias y networking. En un evento que reúne a más de 1.100 expositores y unos 2.500 inversores, ese tipo de iniciativas se vuelve un diferencial concreto para captar atención en un mercado saturado de ofertas.
En un mundo donde la competencia entre jurisdicciones mineras es cada vez más intensa, el aprendizaje es claro: no alcanza con tener recursos, hay que saber mostrarlos. Y en ese sentido, la experiencia acumulada de Argentina Mining en PDAC empieza a consolidarse como parte de la estrategia de visibilidad del sector.
Un año bisagra: RIGI y señales hacia el mercado
El principal punto de inflexión que explica este nuevo clima fue la implementación del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI). Más allá de las discusiones políticas, el régimen introdujo un marco de estabilidad fiscal, cambiaria y jurídica largamente reclamado por la minería y comenzó a traducirse en hechos concretos.
La presentación de proyectos al RIGI —y en algunos casos su aprobación— funcionó como una señal clara para el mercado: la Argentina volvió a ofrecer condiciones mínimas de previsibilidad para inversiones de gran escala. Esa señal fue particularmente relevante para el cobre, un mineral estratégico para la transición energética global y uno de los grandes pendientes de la minería argentina.
En paralelo, el avance en la discusión sobre la adecuación de la Ley de Glaciares volvió a poner sobre la mesa un tema sensible, pero inevitable. Sin resolver este debate, buena parte de los proyectos de cobre del país seguiría condicionada. El impulso de ordenar criterios técnicos y dar mayor certidumbre regulatoria fue leído por el sector como un paso necesario para destrabar inversiones de largo plazo.
El regreso del cobre a la agenda productiva
Uno de los movimientos políticos más relevantes del año fue el cambio de perfil de Mendoza frente a la minería. La aprobación legislativa del Informe de Impacto Ambiental del proyecto San Jorge marcó un quiebre después de años de parálisis y posicionó a la provincia nuevamente dentro del mapa del cobre argentino.
San Jorge se convirtió así en uno de los proyectos más avanzados del país, con un horizonte más claro hacia la etapa de construcción. Este giro mendocino no es un dato menor: ocurre en una jurisdicción que durante años funcionó como símbolo de las restricciones a la minería metalífera y hoy empieza a enviar señales distintas al mercado.
Otro hito fue la aprobación de Los Azules (San Juan) como primer proyecto de cobre incorporado al RIGI, con una inversión estimada en US$ 2.672 millones. La decisión funcionó como señal testigo: por primera vez, un proyecto cuprífero argentino accedió a un régimen diseñado para inversiones de escala, otorgando previsibilidad a un desarrollo de largo plazo.
Una señal particularmente observada fue el anuncio de reactivación de Alumbrera, en manos de de Glencore, en Catamarca. El yacimiento, inactivo desde 2018, podría retomar operaciones hacia 2028, marcando un cambio de época: no solo se destraban proyectos nuevos, sino que vuelven a ser viables activos existentes.
Si hay un proyecto que sintetiza el potencial del nuevo ciclo es Vicuña. Impulsado por la sociedad entre BHP y Lundin Mining, el proyecto promete convertirse en la mayor inversión extranjera directa de la historia argentina, con foco en cobre.
Más allá de los plazos y de las definiciones que aún restan, Vicuña representa un cambio de escala: vuelve a colocar a la Argentina en el radar de los grandes jugadores globales del cobre, un mineral crítico para la electrificación, las energías renovables y la transición energética.
Un mensaje en construcción, pero más claro
La Argentina llega al PDAC 2026 con un mensaje todavía en proceso de consolidación, pero mucho más claro que en años anteriores. Hay avances regulatorios, decisiones políticas que empiezan a alinearse con las demandas del sector y proyectos de cobre que vuelven a ocupar un lugar central en la conversación.
En ese camino, el Argentina Mining Pavilion se afirma como una herramienta clave para amplificar esa narrativa: no solo muestra empresas y proyectos, sino que transmite continuidad, profesionalismo y una voluntad explícita de reposicionar al país en el escenario minero global.
En Toronto, una vez más, la Argentina no irá solo a contar lo que tiene bajo el suelo, sino a explicar —con mayor claridad que antes— qué está dispuesta a hacer para convertir ese potencial en inversiones reales.
Para oportunidades de participación en el Argentina Mining Pavilion – PDAC2026. Comunicarse a: pdac@argentinamining.com o +54 9 261 535-4504
Venezuela demoraría al menos una década para volver a producir 3 millonesde barriles diarios.
El mercado petrolero comenzó a evaluar qué nivel de inversiones serían necesarias en Venezuelapara incrementar su producción de petróleo crudo, que actualmente se ubica en un tercio o menos de su pico histórico de3,5 millones de barriles diarios. El esfuerzo será considerable si se tiene en cuenta que el presidente de los Estados Unidos, Donald Trump, deslizó la posibilidad de subsidiar a las petroleras norteamericanas para que vuelvan a invertir en ese país.
Las estimaciones de producción de crudoen Venezuela difieren según las fuentes. Los reportes oficiales declarados a la Organización de Países Productores de Petróleo (OPEP) indican una producción de 1,14 millones de barriles por día.
En cambio, Kpler, una firma de seguimiento comercial, estima que la producción venezolana de petroleo crudo se ubicó en unos 900.000 barriles por día durante el 2025, a excepción de noviembre y diciembre que disminuyó por problemas con infraestructuras.
El ex gerente corporativo de PDVSA y experto en upstream, Einstein Millan Arcía, considera que Venezuela cerró el 2025 con una cifra de producción cercana a 1,2 millones de bpd si se computan los barriles utilizados en la dilución del crudo pesado y una producción no declarada a la OPEP de entre 60 y 70.000 barriles de líquidos.
El ecosistema de costos en Venezuela
El costo de producción es una variable central para determinar el nivel de inversión necesario. Venezuela tiene actuales costos significativamente elevados en comparación con la situación registrada hasta la primera presidencia de Hugo Chávez, pero que podrían ser corregidos si se refuerza la producción de crudos livianos y medianos que son claves para reducir los costos de producción de crudos pesados en la Faja del Orinoco.
La petrolera estatal PDVSA en la última década y media descuidó la producción de crudos livianos y medianos en el occidente venezolano y elevó la producción de pesados en el Orinoco.
El resultado fue un incremento en la importación de crudos livianos y naftas desde Irán y otros destinos, que son necesarios para emplear como diluyente para facilitar el incremento de producción de crudo pesado, rompiendo con el ecosistema de producción que mantenía los costos bajos.
«Venezuela tuvo costos de producción de cuatro dólares por barril e inclusive menos hasta el 2008. Actualmente estamos entre 27 y 33 dólares por barril para el crudo mejorado de la faja. El costo del crudo no mejorado, el que se extrae del pozo, esta por debajo de los 13 dólares por barril», explicó Millan Arcía consultado por EconoJournal.
La producción de crudo pesado Merey en el Orinoco se ubica actualmente en 700.000 bpd, mientras que la producción de crudos más livianos en el Occidente está en alrededor de 300.000 bpd y está en aumento.
«En un escenario de continuidad operativa, la producción total de crudos y condensados en Venezuela podría elevarse a entre 1.270.000 y 1.330.000 barriles por día para 2026«, evaluó el titular de la firma Fractal.
Inversiones y plazos para el aumento de la producción
Las inversiones para volver a producir 3 millones de barriles diarios superan los US$ 100.000 millones.
La consultora Rystad Energy evalúa que las inversiones necesarias para volver a producir 3 millones de bpd en Venezuela hacia el 2040 ascenderían a US$ 183.000 millones, de los cuales 102.000 millones serían para exploración y producción y 81.000 millones en infraestructura. Solo para sostener la producción estable en alrededor de 1,1 millones de bpd hasta el 2040 se necesitarían US$ 52.000 millones en upstream e infraestructura.
Rystad subraya que un suministro adicional de 300.000 bpd podría restablecerse en los próximos 2 a 3 años con un gasto incremental limitado. Pero ampliar la producción más allá de 1,4 millones de bpd requeriría una inversión estable de US$ 8000 a 9000 millones al año entre 2026 y 2040.
Por el contrario, Millán Arcia evalúa que las inversiones totales necesarias para llegar a 3 millones de bpd se ubicarían en alrededor de US$ 110.000 millones durante un plazo de 8 a 9 años.
El ex gerente corporativo de PDVSA también destacó que el costo por barril fluyente de crudo para el crudo Merey en la Franja del Orinoco es significativamente inferior en comparación con otros crudos pesados del continente como el crudo WCS en Canadá y el crudo Maya de México.
«El costo del barril fluyente para la faja que nosotros estimamos está entre 13 y 18 mil dólares por cada barril de nueva producción. Es decir, la inversión sería de entre 13.000 y 18.000 millones de dólares por cada millón de barriles de nueva producción», concluyó.
Vaca Muerta recibió un respaldo significativo con la incorporación de TotalEnergies como la primera empresa privada en sumarse formalmente al Instituto Vaca Muerta (IVM). Esta iniciativa, liderada junto a YPF, tiene como objetivo preparar a los trabajadores que demandará la expansión sostenida del shale argentino, con la meta de posicionar a Argentina como un exportador neto de energía.
La adhesión de TotalEnergies se produce en un momento en que Vaca Muerta avanza hacia una etapa de mayor escala productiva, lo que implica una creciente necesidad de mano de obra calificada y el cumplimiento de estándares operativos más exigentes. Fuentes del sector anticipan que en las próximas semanas otras firmas con fuerte presencia en la cuenca neuquina también se sumarán al proyecto.
El acuerdo fue firmado en la Ciudad de Buenos Aires por Sergio Mengoni, director general y country chair de TotalEnergies en Argentina, y Lisandro Deleonardis, presidente del Instituto Vaca Muerta y vicepresidente de Asuntos Públicos de YPF. Esta incorporación fue interpretada como una validación temprana de la importancia y alcance del instituto.
El Instituto Vaca Muerta surge para afrontar un desafío concreto: las proyecciones indican que entre 2026 y 2030 podrían generarse hasta 50.000 nuevos puestos de trabajo vinculados al crecimiento de la actividad en la cuenca. Esto exige formar técnicos y operarios con conocimientos prácticos, énfasis en seguridad y capacidad para adaptarse a procesos cada vez más complejos.
La formación estará enfocada en perfiles críticos de la operación petrolera y gasífera, tales como perforación, fractura hidráulica, producción, mantenimiento y tratamiento de fluidos. Un aspecto destacado será la experiencia práctica en un pozo escuela ubicado en la zona de Río Neuquén, donde los estudiantes podrán entrenarse en maniobras reales dentro de un entorno controlado.
La sede académica funcionará en el Polo Tecnológico de Neuquén, equipada con simuladores, laboratorios y tecnología de última generación. La intención es que los egresados lleguen a los yacimientos con un conocimiento concreto del terreno y los procedimientos habituales en Vaca Muerta.
La creación del Instituto responde a estudios prospectivos que identificaron los perfiles laborales que la industria requerirá en la próxima década. La participación directa de las operadoras busca asegurar que los contenidos estén alineados con las demandas reales del campo.
Actualmente, el país cuenta con 44 perforadores activos, de los cuales 37 están concentrados en la cuenca neuquina, donde YPF mantiene un fuerte liderazgo en el segmento no convencional.
Impulsada por el rápido crecimiento del shale oil de Vaca Muerta, la Argentina alcanzó en 2025 niveles históricos de producción de crudo, posicionándose, como el cuarto mayor productor de petróleo de Sudamérica.Los datos la ubicaron por encima de Colombia y con aspiraciones de subir al podio sudamericano en 2026.
El logro se sostiene sobre las políticas implementadas durante la gestión del gobernador Rolando Figueroa, que facilitaron la inversión, la infraestructura, la institucionalidad y la licencia social, creando un entorno favorable para ser motor del desarrollo energético nacional.
NEUQUÉN, MOTOR DEL DESARROLLO ENERGÉTICO NACIONAL
Con el impulso de Vaca Muerta, la Argentina alcanzó niveles históricos de producción y hoy es el cuarto mayor productor de petróleo de Sudamérica, consolidando a Neuquén como pilar del desarrollo energético nacional.
En este contexto, se destaca la creación de un paquete de herramientas estables y de largo plazo que permitieron sostener el crecimiento de la producción, tanto convencional como no convencional, y generaron las condiciones para aprovechar al máximo el potencial de Vaca Muerta.
Una de las bases del crecimiento energético en Neuquén fue la seguridad jurídica y predictibilidad fiscal que ofreció la provincia. El gobernador Figueroa insistió en distintos foros internacionales que “en Neuquén la energía es una política de Estado” y destacó la importancia de que existan reglas de juego claras y estabilidad normativa para atraer inversiones a largo plazo.
La Offshore Technology Conference en Houston sirvió de marco para reforzar ese mensaje que invitó a las empresas internacionales a invertir en Vaca Muerta y convencer a las operadoras a consolidar y expandir sus proyectos en la cuenca neuquina.
La Provincia sostuvo reglas claras y continuas en materia de permisos, concesiones y contratos, brindando seguridad jurídica para el desarrollo hidrocarburífero convencional y no convencional. A ello se sumó una política impositiva provincial consistente en el tiempo, sin cambios abruptos ni discrecionales, que permitió previsibilidad económica a las inversiones, aun en contextos de alta volatilidad de la política energética nacional.
Protagonista estratégico
La empresa estatal Gas y Petróleo del Neuquén S.A. (GyP) se consolidó como herramienta estratégica del Estado provincial para articular capital privado, gestionar áreas de producción y promover proyectos de valor agregado.
GyP posee actualmente 100 áreas reservadas para exploración y producción, y participa directamente en asociaciones con operadoras, convirtiéndose en un actor central, que promueve innovaciones que optimicen el uso de energía, materiales y agua, y generan sostenibilidad y valor local.
La empresa provincial fue clave para ordenar la exploración, promover licitaciones competitivas y asociar capital privado, especialmente en el convencional, y luego para acompañar la transición y expansión hacia el desarrollo no convencional.
Infraestructura clave
El gobernador Figueroa rescató en múltiples ocasiones que la infraestructura es clave para hacer competitiva la producción de Vaca Muerta. De allí se dio continuidad a una fuerte inversión para bajar los costos de producción y aumentar la competitividad del petróleo y gas neuquinos, instando a la colaboración de empresas del sector que se transformaron en coprotagonistas de los proyectos de obras estratégicas, como el bypass de Añelo.
Neuquén impulsó inversiones en infraestructura vial, energética, logística y de servicios que hicieron posible sostener la actividad convencional madura y el crecimiento acelerado del no convencional, garantizando condiciones operativas y de seguridad.
El Ministerio de Economía de la Nación fijó para este martes el vencimiento del plazo para que las empresas adjudicatarias de las centrales hidroeléctricas del Comahue depositen US$ 707 millones correspondientes a los cánones de concesión.
El procedimiento financiero se rige por la Resolución 2124/2025, publicada el 30 de diciembre de ese año. El texto establece que la acreditación de los fondos en la cuenta de la Tesorería General de la Nación es el requisito administrativo previo para la toma de posesión de las plantas, programada para este jueves 8 de enero al mediodía.
De acuerdo con el resultado de la licitación, la empresa MSU Green Energy debe transferir hoy US$ 235,7 millones por el complejo El Chocón – Arroyito. Por su parte, Edison Inversiones es la responsable de los pagos correspondientes a las centrales Alicurá y Cerros Colorados, mientras que Central Puerto completa el esquema con la adjudicación de Piedra del Águila.
Desde el Palacio de Hacienda señalaron que estos recursos se aplicarán de forma inmediata al pago de vencimientos de capital e intereses de deuda pública que operan este viernes 9 de enero.
El ingreso de estas divisas resulta estratégico para cumplir con las obligaciones financieras externas sin afectar las reservas líquidas del Banco Central.
El traspaso de las centrales marca el fin de las prórrogas otorgadas a los antiguos concesionarios, cuyos contratos originales caducaron en 2023.
Aunque la licitación internacional por hasta 1500 MW ya había sido lanzada por la gestión anterior, el nuevo enfoque político la resignifica y reactiva expectativas en el sector privado, en particular entre desarrolladores de energías renovables con almacenamiento.
“Sus planes para el sector energético han planteado un cambio radical, orientado a volver a la senda original de la Ley General de la Industria Eléctrica, ha despertado muchas expectativas”, señaló el comisionado de la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE), Leonardo Deras, al analizar el nuevo contexto institucional.
Más allá del proceso licitatorio en sí, el principal elemento que reconfigura el escenario es la posibilidad de avanzar hacia un mercado más abierto y competitivo, con mayor participación privada.
En ese sentido, desde la CREE observan que el marco regulatorio ya contempla mecanismos para habilitar cambios en la estructura actual, hoy dominada por la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) como comercializador único.
La licitación contempla que el 65% de los bloques correspondan a proyectos renovables con almacenamiento, bajo la modalidad BOT (Build, Operate and Transfer). Este esquema implica que las plantas deberán ser transferidas al Estado tras 15 años de operación, una condición que introduce complejidades adicionales en la estructura de costos y dificulta la definición de precios de referencia, especialmente en un país sin antecedentes bajo este modelo contractual.
Ese diseño también plantea interrogantes sobre el impacto tarifario, dado que las inversiones terminarían siendo financiadas por la demanda. En ese marco, la definición del precio tope será uno de los ejes más sensibles del proceso, en un contexto donde la autoridad regulatoria debe equilibrar competitividad, sostenibilidad financiera y protección al usuario final, tomando como referencia los valores actuales de los contratos de compraventa de energía (PPA).
En paralelo, el nuevo clima político reactivó el interés de distintos actores del mercado. Se observa una mayor participación en las consultas por parte de consorcios nacionales que hasta ahora no habían logrado avanzar con sus proyectos, así como de empresas internacionales, tanto en tecnologías renovables como convencionales. La lectura generalizada es que el cambio de administración abre una ventana de oportunidad para reposicionar inversiones en el sector eléctrico hondureño.
El debate de fondo, sin embargo, excede la licitación. El foco está puesto en la posibilidad de romper el esquema de monopolio comercial, permitiendo que grandes consumidores negocien directamente su suministro.
“Se vislumbra la intención del Gobierno y la opinión del sector privado en abrir nuevamente el mercado para permitir que los consumidores más altos puedan tranzar su energía directamente con generadores privados y estatales”, afirmó Deras, al describir el rumbo que podría tomar el sector.
Según el comisionado, tanto la CREE como el Operador del Sistema (ODS) ya desarrollaron la mayor parte de las normativas previstas en la Ley General de la Industria Eléctrica y su reglamento, lo que permitiría avanzar técnicamente hacia ese esquema sin necesidad de reformas legales de fondo.
No obstante, el principal condicionante sigue siendo la situación financiera de la ENEE. La empresa estatal enfrenta dificultades para garantizar el pago de nuevas inversiones, arrastra pérdidas técnicas y no técnicas que no han sido corregidas y opera bajo una estructura tarifaria que solo reconoce costos, sin margen operativo. Esa combinación limita su rol dentro de cualquier esquema de transición hacia un mercado más competitivo.
Para que la apertura sea viable, el sector deberá corregir los errores que impidieron el desarrollo del mercado desde 2015, modernizar la gobernanza interna de la ENEE y lograr una coordinación efectiva entre las cuatro instituciones del sistema eléctrico, cumpliendo estrictamente con lo que establece la ley. Con el nuevo gobierno, ese proceso vuelve a estar sobre la mesa, esta vez con expectativas renovadas.
Tras la intervención militar de Estados Unidos y la posterior captura del presidente Nicolás Maduro y su esposa Cilia Flores, funcionarios gubernamentales de Washington y Caracas mantienen discusiones por la exportación de crudo venezolano a refinerías norteamericanas.
Según la agencia internacional Reuters, Venezuela tiene millones de barriles de petróleo cargados en tanqueros y en tanques de almacenamiento que no ha podido enviar debido a un bloqueo a las exportaciones impuesto por el presidente Donald Trump a mediados de diciembre.
El acuerdo podría desviar suministros desde China, que ha sido el principal comprador de Venezuela en la última década, y ayudar a la estatal PDVSA (Petróleos de Venezuela, S.A.) a evitar recortes de producción más profundos.
El suministro aumentaría el volumen de petróleo venezolano exportado a EEUU, un flujo que actualmente está controlado en su totalidad por Chevron, principal socio de empresa conjunta de PDVSA, bajo una autorización estadounidense.
Por lo pronto, al menos once buques fletados por la empresa se dirigen este mes a Venezuela, consolidando a la petrolera estadounidense como el único exportador autorizado del crudo del país sudamericano tras la caída de Nicolás Maduro por parte de fuerzas estadounidenses.
Según datos de Bloomberg, los barcos tienen previsto arribar a los puertos de José y Bajo Grande, ambos en el noroeste del país, incrementando la actividad respecto a diciembre, cuando nueve buques realizaron operaciones similares.
En medio de las negociaciones entre Donald Trump y Delcy Rodríguez durante la transición posterior a la captura de Nicolás Maduro, el presidente de Estados Unidos anunció este martes por la noche que Venezuela entregará entre 30 y 50 millones de barriles de petróleo a ese país.
Según explicó, el crudo será transportado mediante buques de almacenamiento, en una operación que estará a cargo del secretario de Energía, Chris Wright, y los fondos obtenidos serán “controlados” por el propio mandatario norteamericano para garantizar su uso en beneficio del pueblo venezolano.
“Me complace anunciar que las autoridades provisionales de Venezuela entregarán entre 30 y 50 millones de barriles de petróleo de alta calidad y autorizado a Estados Unidos. Este petróleo se venderá a precio de mercado y yo, como presidente, controlaré ese dinero para garantizar que se utilice en beneficio del pueblo venezolano y de Estados Unidos”, expresó Trump en su cuenta de la plataforma Truth Social.
Más tarde, el líder republicano precisó que había instruido al secretario de Energía para implementar el plan de manera inmediata. “He solicitado a Chris Wright que ejecute esta iniciativa sin demoras. El petróleo será transportado en buques de almacenamiento directamente hasta los muelles de descarga en Estados Unidos”, señaló.
La iniciativa fue respaldada por el secretario de Estado, Marco Rubio, quien afirmó que Washington utilizará el actual régimen de sanciones —especialmente las vinculadas al sector petrolero venezolano y a las organizaciones criminales— como principal herramienta de presión sobre los eventuales sucesores de Maduro.
En este contexto de incertidumbre política, los precios internacionales del petróleo registraron una caída al cierre de una jornada marcada por la volatilidad. Los operadores evaluaban el impacto de una eventual reapertura de las vastas reservas venezolanas tras la captura del exmandatario. El barril de Brent del mar del Norte para entrega en marzo retrocedió un 1,72%, hasta los 60,70 dólares, mientras que el West Texas Intermediate (WTI), para entrega en febrero, descendió un 2,04%, hasta los 57,13 dólares.
Este martes, la Casa Blanca convocó a ejecutivos de las principales compañías petroleras para analizar la situación en Venezuela. La reunión, prevista para finales de esta semana, es considerada clave para las aspiraciones de Washington de facilitar el regreso de las grandes petroleras estadounidenses al país, luego de que el chavismo asumiera el control de las operaciones hace dos décadas.
Trump ya había adelantado el fin de semana que mantuvo encuentros con estas empresas incluso antes de la captura de Maduro. “Todas nuestras compañías petroleras están preparadas y dispuestas a realizar importantes inversiones en Venezuela para reconstruir su infraestructura petrolera, que fue destruida por el régimen ilegítimo de Maduro”, señaló Taylor Rogers, vocera de la Casa Blanca.
Las elecciones presidenciales del 1 de febrero en Costa Rica no solo marcarán un nuevo ciclo político, sino que definirán el modelo de transición energética que adoptará el país en los próximos años.
Fuentes cercanas a Energía Estratégica señalan que tres candidatos concentran hoy la mayor fortaleza electoral: Claudia Dobles, por la Coalición Agenda Ciudadana; Álvaro Ramos, del Partido Liberación Nacional; y Laura Fernández, del Partido Pueblo Soberano, fuerza oficialista.
Las diferencias entre los tres espacios no solo se reflejan en sus planes de gobierno, sino también en la lectura que hace el sector energético sobre la viabilidad y profundidad real de cada propuesta.
En el caso de Laura Fernández, candidata del oficialismo, su plan prioriza la apertura del mercado energético, mayor participación del sector privado y la reducción de tarifas eléctricas mediante competencia.
Entre sus ejes se incluyen habilitar a privados para producir energía geotérmica, transformar el Sistema Eléctrico Nacional para que el ICE compita en igualdad de condiciones, revisar tarifas para eliminar sobrecostos y fortalecer la interconexión regional centroamericana. También incorpora el impulso a biogás y biometano a partir de residuos orgánicos, bajo una lógica de economía circular.
Sin embargo, desde el análisis político-energético, fuentes advierten que el actual gobierno no presenta una propuesta contundente y que se mantiene la línea de pensamiento vigente, sin una estrategia clara para acelerar la transición energética. Esta lectura introduce dudas sobre la capacidad del oficialismo para pasar de una agenda de eficiencia y precios a una transformación estructural del sistema.
Una mirada distinta surge desde el Partido Liberación Nacional, encabezado por Álvaro Ramos. Su propuesta oficial plantea una segunda generación de políticas energéticas, enfocada en tecnologías avanzadas, flexibilidad institucional y financiamiento sostenible.
Incluye el impulso a hidrógeno verde, geotermia avanzada y energía marina, junto con una modernización del ICE para permitirle establecer Alianzas Público-Privadas (APP) y contratar generación y almacenamiento con mayor agilidad.
El plan incorpora además una Ley de Finanzas Sostenibles para crear un Fondo Nacional de Transición Verde y habilitar la emisión de bonos verdes soberanos, así como el fortalecimiento de la rectoría del MINAE, separando planificación y operación. También promueve la generación distribuida y la modernización de la red mediante smart grids.
Desde el sector, se valora que Liberación Nacional reconoce explícitamente brechas estructurales en la transición hacia un sistema completamente bajo en carbono. Además, según la fuente consultada, el partido señala la necesidad de fortalecer la aplicación de energías renovables en el consumo total de energía y no limitar la estrategia al sistema eléctrico. Este enfoque amplía el debate hacia transporte, industria y usos finales, uno de los principales desafíos pendientes del país.
La propuesta más estructural surge desde la Coalición Agenda Ciudadana, liderada por Claudia Dobles, quien plantea una “Transición Energética Justa” con fuerte rectoría estatal. Su plan propone transformar RECOPE en una empresa pública de energías limpias, orientada a hidrógeno verde, biometano, almacenamiento energético y movilidad sostenible.
También mantiene el liderazgo del ICE en generación, transmisión y distribución, aunque con una modernización que amplíe su capacidad geotérmica y permita participación privada en solar y eólica bajo un modelo solidario.
Entre sus ejes centrales figura una ley que prohíba definitivamente la exploración y explotación de hidrocarburos, la creación de Ecoparques de Energía que integren distintas fuentes renovables con almacenamiento a gran escala y un marco regulatorio para baterías que permita estabilizar la red. Además, impulsa la generación distribuida, con tarifas accesibles y crédito para que hogares y comunidades actúen como prosumidores.
Desde el análisis en off, se destaca que la Coalición incorpora propuestas orientadas a descarbonizar la economía, priorizando la sostenibilidad ambiental, el uso de energías renovables y la eficiencia energética, en línea con los enfoques progresistas de acción climática desarrollados durante los gobiernos del Partido Acción Ciudadana (PAC), espacio del cual la Coalición hereda buena parte de su matriz ideológica y técnica.
Así, la contienda electoral presenta tres modelos energéticos claramente diferenciados: uno de continuidad con apertura de mercado, otro de ajuste estructural con foco tecnológico y financiero, y un tercero de transformación profunda con liderazgo estatal.
En un país que ya consolidó una matriz eléctrica mayoritariamente renovable, el debate ya no pasa solo por cómo generar electricidad, sino por cómo extender la transición a todo el sistema energético. Electrificación del transporte, consumo industrial, almacenamiento, redes inteligentes y gobernanza institucional serán los ejes que definirán el próximo mandato.
Las urnas no solo elegirán un presidente. Definirán también qué velocidad, qué profundidad y qué modelo tendrá la transición energética de Costa Rica en los próximos años.
Tema
Claudia Dobles
Laura Fernández
Álvaro Ramos
Rol del ICE
Líder estratégico y garante del sistema solidario.
Competidor en igualdad de condiciones con privados.
Ente flexible capaz de hacer Alianzas Público-Privadas.
Apertura Privada
Enfocada en eólica/solar, bajo regulación estatal.
Apertura de la Geotermia y mercado eléctrico general.
Alianzas estratégicas y contratación dinámica.
Combustibles
Transformar RECOPE hacia energías limpias. Prohibir exploración de petróleo.
Producción de biogás/biometano y uso de combustibles limpios.
Impulso al hidrógeno verde y energías de nueva generación.
Enfoque Principal
Transición justa, descarbonización y comunidades prosumidoras.
Reducción de tarifas y competitividad de mercado.
Modernización tecnológica (energía marina/avanzada) y financiamiento verde.
España pone en marcha dos nuevas convocatorias que suman 405 millones de euros para avanzar en su estrategia de transición energética. Las iniciativas, gestionadas por el Ministerio para la Transición Ecológica (MITECO) e Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE), están enfocadas tanto en la sustitución de fuentes fósiles por energías renovables como en el fortalecimiento de la capacidad industrial nacional en tecnologías verdes.
La primera, RENOCOGEN, destina 50 millones de euros a titulares de plantas de cogeneración y tratamiento de residuos que quieran reemplazar el uso de gas natural, gasóleo o fuelóleo por fuentes renovables como biogás, biomasa, aerotermia, geotermia, energía solar, eólica e hidroeléctrica con almacenamiento.
Esta línea ofrece hasta 15 millones por iniciativa, con una cobertura del 65% del coste total, aunque el mínimo requerido es de 50000 euros, y se podrán presentar empresas de cualquier tamaño, entidades públicas o agrupaciones empresariales. Además, se otorgará un adelanto del 80% del importe aprobado, y los proyectos deberán ubicarse a menos de 10 km de la instalación original.
El programa incluye bonificaciones para pymes, que podrán recibir un 10% adicional si son pequeñas empresas o un 5% si son medianas. También se premiará la localización en municipios incluidos en las estrategias de Reto Demográfico o Transición Justa.
En su edición anterior, RENOCOGEN asignó 46,8 millones a 16 proyectos que en conjunto sumaron 142,5 MW de nueva capacidad, principalmente solar, aunque también se destacó la combinación de tecnologías como biogás, biomasa, aerotermia y geotermia. La inversión total movilizada fue de 114,9 millones de euros, según comunicó el MITECO.
La segunda convocatoria, por 355 millones de euros, está dirigida a empresas industriales que desarrollen o amplíen fábricas de tecnologías limpias y se enmarca en el Pacto por una Industria Limpia de la Unión Europea (UE) y en el capítulo REPowerEU del Plan de Recuperación español.
¿Cuál es el objetivo? Escalar la producción nacional de componentes clave como paneles solares, aerogeneradores, electrolizadores, baterías, bombas de calor, entre otros.
Las subvenciones cubrirán hasta el 35% del coste elegible, dependiendo del tamaño de la empresa y su localización geográfica. El monto máximo será de 150 millones por proyecto, que podrá ampliarse a 200 o 350 millones si se ubican en zonas asistidas tipo «c» o «a», respectivamente.
Podrán aplicar tanto nuevas plantas como ampliaciones o reconversiones de líneas existentes. Se contemplan dos líneas de apoyo: una para iniciativas de entre 1 y 30 millones, y otra para inversiones a partir de 30 millones.
Estas líneas no solo persiguen un objetivo medioambiental, sino que están diseñadas para reforzar la competitividad estratégica de la industria española en un contexto europeo donde la carrera por las tecnologías limpias se acelera.
La estrategia se completa con una nueva orden de ayudas orientada a reforzar la industria nacional de tecnologías limpias. Tal como había adelantado Carmen López Ocón, directora de Energías Renovables del IDAE, se resolvió una primera convocatoria de ayudas de cadena de valor renovable en junio de este año, pero ahora se lanzará sacar un nuevo programa de ayudas que amplía mucho el alcance respecto al anterior, al estar incluido en el nuevo marco de ayudas estatales del Pacto por una Industria Limpia.
Por lo que esta línea financiará la fabricación de equipos y componentes para tecnologías renovables, tecnologías de red eléctrica, baterías, electrolizadores, etc.
“El objetivo es reforzar la autonomía estratégica española y europea incentivando la fabricación de equipos y componentes en el territorio nacional, también para las tecnologías de almacenamiento”, subrayó la funcionaria, en línea con los objetivos del Reglamento de la Industria Neta Cero impulsado por la Comisión Europea.
El impulso a la productividad renovable ocurre en paralelo a un dinamismo del mercado: durante 2025 se instalaron 8,85 GW de nueva capacidad renovable, distribuidos entre solar fotovoltaica y eólica, consolidando un avance sostenido en la expansión de proyectos limpios.
Este incremento anual contribuye a acelerar la electrificación de la industria y el crecimiento de tecnologías que serán protagonistas dentro de los proyectos que aspiran a las ayudas recientemente convocadas.
Cabe destacar que un representante del IDAE participará en FES IBERIA 2026, el encuentro clave del sector energético, que se celebrará el próximo 12 de febrero en Madrid. Su presencia será una oportunidad para ampliar detalles sobre estas convocatorias y dialogar con actores del ecosistema sobre el futuro de la industria limpia en España.
El Coordinador Eléctrico Nacional (CEN) de Chile publicó su Propuesta Preliminar de Expansión de la Transmisión para el año 2026, un documento técnico que define la hoja de ruta de inversiones críticas para la infraestructura energética del país. En esta edición, el organismo ha recomendado la ejecución de un total de 43 obras que suman una inversión referencial de 647 millones de dólares.
El desglose económico del plan revela una inversión de USD 254 millones destinados exclusivamente a 9 obras en el Sistema de Transmisión Nacional, mientras que para los Sistemas de Transmisión Zonal se proyectan USD 393 millones distribuidos en 34 proyectos.
El objetivo central es minimizar riesgos de abastecimiento, fomentar la competencia y viabilizar la transición energética bajo escenarios de demanda que prevén un crecimiento anual de hasta el 5,2% en caso de un despliegue masivo de hidrógeno verde.
Para el Sistema de Transmisión Nacional, el Coordinador propone 2 obras nuevas y 7 ampliaciones. La estrategia en el Norte Grande se centra en resolver las altas probabilidades de congestión diurna en los corredores de 500 kV y 220 kV.
Para ello, se propone la instalación de nuevos bancos de autotransformadores de 750 MVA en las subestaciones Nueva Lagunas y Kimal, diseñados para permitir la integración eficiente de Energías Renovables Variables (ERV).
En la zona centro, las proyecciones indican riesgos de congestión superiores al 30% a partir de 2036 en las transformaciones de las subestaciones Polpaico, Lo Aguirre y Alto Jahuel. Para mitigar esto, se incluyen ampliaciones mediante nuevos equipos de transformación y el aumento de capacidad de la línea 2×220 kV Polpaico – Cerro Navia.
Adicionalmente, se destaca la construcción de la nueva línea 2×220 kV Manuel Rodríguez – Agua Santa y la nueva Subestación Lo Curro, obras vitales para mejorar las transferencias y la seguridad de suministro en la Región Metropolitana y Valparaíso.
Mientras que la planificación zonal abarca desde Arica hasta Chiloé, siendo la Región Metropolitana el área con la mayor inversión zonal propuesta, alcanzando los USD 132,6 millones en 8 proyectos.
Dentro de este paquete, el Coordinador destaca el reemplazo de transformadores en la S/E Santa Marta, una obra justificada explícitamente por el crecimiento de la demanda asociada a la electromovilidad en la comuna de Maipú, impulsada por las licitaciones del transporte público.
Una innovación clave en esta propuesta es la incorporación de sistemas de almacenamiento como solución de transmisión. En la zona de Alto Jahuel – Charrúa, con una inversión de 79,6 millones de dólares, se proponen sistemas de almacenamiento (BESS) en las subestaciones El Monte, El Paico, Panguilemo y San Rafael. Estas tecnologías buscan asegurar el suministro a clientes y mantener la estabilidad de la red mientras se concretan otras obras de infraestructura de largo plazo.
A continuación, se detalla el cuadro principal con el desglose de la inversión referencial y la cantidad de obras por zona geográfica:
Zona / Sistema
Cantidad de Obras
Tipo de Obras
Inversión Referencial (MM USD)
Transmisión Nacional
9
2 Nuevas / 7 Ampliaciones
254,0
Arica – Diego de Almagro
7
Nuevas y Ampliaciones
57,5
Diego de Almagro – Quillota
9
Nuevas y Ampliaciones
95,7
Región de Valparaíso
1
Ampliación
6,0
Región Metropolitana
8
3 Nuevas / 5 Ampliaciones
132,6
Alto Jahuel – Charrúa
6
Nuevas y Ampliaciones
79,6
Charrúa – Chiloé
3
Ampliaciones
21,6
TOTAL GENERAL
43
647,0
Alerta por retrasos y licitaciones desiertas
Más allá de las nuevas obras, el Coordinador dedicó un capítulo al análisis de proyectos con procesos de licitación fallidos o retrasados. Dicho informe advierte que la no ejecución de ciertas obras compromete la suficiencia y seguridad del servicio en el corto plazo, por lo que se identificaron riesgos críticos en la suficiencia de subestaciones como Molina, San Clemente y Linares en la Región del Maule, y problemas en la ampliación de la S/E Tamarugal en Tarapacá.
Ante esto, el organismo recomienda evaluar la aplicación de mecanismos de urgencia para acelerar el desarrollo de esta infraestructura crítica.
Aunque cabe aclarar el informe preliminar se encuentra actualmente en etapa de observaciones, permitiendo a las empresas y actores del sector realizar comentarios técnicos antes de que el Coordinador envíe su recomendación definitiva a la Comisión Nacional de Energía (CNE).
Huawei Digital Power se consolida como uno de los protagonistas clave del mercado energético chileno. Con participación en varios proyectos de almacenamiento, la compañía refuerza su compromiso con soluciones avanzadas de energía que combinan baterías BESS, control inteligente y tecnología grid-forming.
El almacenamiento es la mejor solución para el mercado eléctrico chileno en estos momentos. Y desde Huawei estamos participando en once proyectos por un total de 2600 MWh”, afirmó Eduardo Saavedra Cea, solution director de Huawei Digital Power, quien destacó el momento decisivo que atraviesa la red nacional durante el encuentro Future Energy Summit (FES) Chile.
En paralelo a su participación activa en proyectos, la empresa lanzó recientemente en Chile su nuevo inversor solar HUAWEI SUN2000-506KTL-H1, diseñado específicamente para operar con funcionalidades grid-forming. Se trata de un equipo de alta eficiencia (99%), capaz de responder en milisegundos, trabajar con mayor densidad de módulos y funcionar en condiciones climáticas extremas, entre -25°C y 60°C.
“Ahora trabajamos con inversores bidireccionales y, en vez de módulos solares, tenemos las baterías. Entonces, implementamos la tecnología grid-forming”, explicó Saavedra sobre el enfoque modular con el que Huawei estructura sus soluciones energéticas.
Este despliegue se da en un contexto energético complejo. Chile cuenta con alrededor de 38 GW de capacidad instalada, pero una demanda máxima que apenas supera los 12 GW, lo que genera excedentes estructurales y episodios frecuentes de vertimientos de energía renovable, especialmente solar y eólica.
Y frente a la lentitud de los proyectos de transmisión, que requieren plazos largos de implementación, Huawei ve en el almacenamiento una respuesta inmediata y escalable. Por lo que su estrategia contempla dos etapas bien definidas.
En el corto plazo, la prioridad será el arbitraje energético. Sin embargo, la mirada de la empresa ya está puesta en una segunda fase: la provisión de servicios complementarios y estabilidad de red, elementos esenciales para un sistema cada vez más dominado por fuentes variables.
“Lo que hacemos es tener las baterías y con el PCS o inversor bidireccional, implementamos nuevas lógicas y emulamos el comportamiento de una máquina sincrónica. De esa forma, podemos implementar las mismas prestaciones”, deltalló el especialista.
“Suministramos la solución completa, como contenedores de batería, PCS, inversores direccionales, equipos de control, PPC, EMS. Hay distintos tipos o tiempos de respuesta, siendo las más rápidas a nivel del PCS mismo en milisegundos. Luego tenemos respuesta a nivel de planta del orden de los milisegundos y luego podemos implementar soluciones de mayor tiempo, por ejemplo, el black start”, agregó.
Un nuevo inversor para una nueva red
Bajo este panorama, Huawei Digital Power lanzó su nuevo inversor SUN2000-506KTL-H1, que gracias a un chip de última generación, permite una gestión más inteligente, flexible y rápida del flujo energético.
Además de su eficiencia y capacidad de operación en entornos exigentes, ofrece una mayor integración con sistemas de control centralizados, permitiendo respuestas coordinadas a nivel de planta en milisegundos.
El lanzamiento representa un nuevo hito en la trayectoria de Huawei en el sector energético. Desde su entrada en 2013 con inversores string, la compañía se posicionó rápidamente como líder global en inversores solares en 2015, y hoy amplía su portafolio con soluciones completas que abarcan baterías, inversores, EMS, PPC y PCS.
El sistema eléctrico portugués alcanzó en 2025 un nuevo récord de generación renovable, con una producción total de 37 TWh, suficiente para satisfacer el 68 % del consumo eléctrico del país.
Esto representa un hito para el país, ya que se convierte en la cifra más alta registrada en el sistema eléctrico nacional, superando los 36,7 TWh del 2024, incluso considerando las restricciones técnicas impuestas a la producción eléctrica para garantizar la seguridad del suministro del SEN en el período inmediatamente posterior al apagón del 28 de abril.
Así lo informó el operador de la red, Redes Energéticas Nacionais (REN), que destacó este hito como el nivel más alto registrado hasta ahora.
La producción renovable se vio impulsada por el aumento del 25% en la producción fotovoltaica, que continúa creciendo a un ritmo acelerado, impulsada por la fuerte expansión de esta tecnología en el sistema eléctrico nacional, así como por las condiciones especialmente favorables para la producción hidroeléctrica.
Según REN, la energía hidroeléctrica lideró el aporte renovable al cubrir el 27% de la demanda eléctrica total, seguida de la eólica, que representó el 25%.
La solar contribuyó con el 11 % del consumo, mientras que la biomasa explicó el 5%, configurando un portafolio diversificado de fuentes renovables.
La fracción restante de la demanda fue atendida por generación convencional —principalmente gas natural, con un 15 %— y por importaciones de electricidad, que alcanzaron el 17% del consumo nacional.
Mayor demanda y más importación eléctrica
Además, el saldo neto importador de electricidad se situó en 9.3 TWh, un 11% menos que el año anterior. Aun así, las compras externas cubrieron el 17 % de la demanda nacional, frente al 20% registrado en 2024.
Mientras que el consumo de electricidad en Portugal alcanzó los 53.1 TWh en 2025, lo que significó un aumento interanual del 3.2 %. Si se ajusta por condiciones climáticas y días laborables, el crecimiento fue del 2,3%, confirmando una tendencia alcista en la demanda del sistema eléctrico portugués.
Romina Sassarini se convirtió en la primera mujer en ocupar un lugar en el directorio de la empresa estatal.
El Gobierno de la Provincia de Salta designó aRomina Sassarinicomo vicepresidenta de Recursos Energéticos y Mineros Salta S.A. (REMSA), convirtiéndose en la primera mujer en ocupar un lugar en el directorio de la empresa estatal, tras dejar su cargo como secretaria
de Minería y Energía de la provincia de Salta. “La decisión refuerza la estrategia de gestión de gobierno que busca integrar de manera técnica y eficiente los sectores energético y minero como ejes del desarrollo provincial”, destacaron desde la gobernación.
La incorporación de Sassarini al directorio de REMSA representa una señal política clara, donde la Provincia apuesta a consolidar una conducción con experiencia específica, conocimiento del sector productivo y capacidad de articulación entre el Estado, la inversión privada y el desarrollo de la actividad. En un contexto donde la competitividad territorial depende cada vez más de infraestructura, energía y previsibilidad, la designación de Sassarini apunta a fortalecer la toma de decisiones estratégicas.
“Desde una mirada integral, la designación reafirma un concepto central del modelo de desarrollo salteño: no hay minería sin energía, y no hay desarrollo sostenible en el Norte argentino sin una gestión técnica que comprenda tanto los ritmos de la inversión privada como las responsabilidades fiscales del Estado. REMSA cumple un rol clave en ese entramado, al actuar como brazo operativo del Gobierno provincial en proyectos vinculados a recursos energéticos, infraestructura estratégica y aprovechamiento de activos públicos”, plantearon desde la gobernación de Salta.
Una trayectoria vinculada a los momentos clave del sector
Romina Sassarini llega a este nuevo desafío con una trayectoria de más de 15 años vinculada al ámbito minero y energético provincial. Abogada de formación, construyó un perfil técnico-político que la llevó a ocupar distintas funciones dentro del Estado, hasta asumir, por decisión del gobernador Gustavo Sáenz, la Secretaría de Minería y Energía de la Provincia.
Durante más de tres años al frente de ese organismo, acompañó uno de los períodos más dinámicos de la historia minera reciente de Salta. Su gestión se caracterizó por el fortalecimiento institucional, la ampliación de equipos técnicos para fiscalización y control ambiental, la consolidación normativa, la incorporación de la perspectiva de género y la promoción de políticas activas orientadas al empleo, el desarrollo de proveedores locales y la articulación territorial.
Sassarini se desempeñaba como secretaria de Minería y Energía en Salta.
Nueva vicepresidenta de REMSA
Bajo ese esquema de trabajo, Salta se consolidó como la provincia con mayor cantidad de proyectos mineros en distintas etapas, incrementó de manera sostenida el empleo del sector, fue reconocida internacionalmente por su previsibilidad institucional y avanzó en la puesta en marcha de proyectos estratégicos tanto en litio como en minería metalífera. Ese recorrido técnico y político constituye hoy el principal capital que Sassarini aporta al directorio de REMSA.
El desafío que se abre para Sassarini es convertir ese conocimiento técnico acumulado en acciones concretas que mejoren la competitividad de las industrias locales, fortalezcan la infraestructura energética y aseguren que la actividad minera y energética se traduzca en desarrollo tangible para la provincia. Se trata de una función estratégica, donde la planificación de largo plazo debe convivir con la coyuntura de los mercados internacionales y la necesidad de sostener inversiones incluso en contextos cambiantes.
Un paso institucional con perspectiva de género
La designación de Sassarini como vicepresidenta de REMSA marca además un hecho institucional relevante ya que es la primera mujer en integrar el directorio de la empresa.
“Con esta incorporación, REMSA refuerza su estructura de conducción y suma una mirada que combina experiencia técnica, conocimiento territorial y capacidad de articulación institucional. La nueva etapa que se abre para la empresa estatal se apoya en un perfil que conoce en profundidad los desafíos del sector y que ahora tendrá la responsabilidad de intervenir desde un rol clave en la planificación estratégica y la ejecución de políticas públicas vinculadas a los recursos energéticos y mineros de Salta”, concluyeron.
