El Ente Nacional Regulador del Gas oficializó en una serie de resoluciones el ajuste tarifario a la suba para el mes de enero 2026, empresa por empresa. tanto transportadoras como distribuidoras del gas natural por redes de todo el país. La incidencia en las facturas con consumos similares a las del mes anterior rondaría el 2 por ciento.
Las subas tarifarias fueron dispuestas por la aplicación en 31 ajustes mensuales y consecutivos de la actualización calculada al momento de la Revisión Quinquenal de Tarifas (RQT) realizada el año pasado, mas el traslado del nuevo precio (dolarizado) del gas en el PIST (Punto de Ingreso al Sistema de Transporte).
También se aplica una actualización mensual del 2,3 por ciento en la tarifa de las transportistas y del 2,8 por ciento al VAD (valor agregado de distribución).
El Ministro de Economía comunicó a la S.E. que “…resulta razonable y prudente continuar para el mes de enero de 2026 con el sendero de actualización de los precios y tarifas del sector energético”.
A modo de ejemplo, cabe señalar que la tarifa final para un usuario de MetroGas Residencial N1, con categoría de consumo R2-3, el cargo Fijo a facturar es de $ 15.977,43 si habita en CABA, y de $ 14.322,81 si vive en el GBA. El ambos casos el Cargo por metro cúbico consumido es de $ 229,65 (sin impuestos).
A los efectos del traslado de los precios de gas a los cuadros tarifarios de los servicios de distribución de gas natural, la Secretaría de Energía instruyó al ENARGAS a efectuar la conversión a dólar por millón de BTU utilizando un factor de 27,10473; y que el tipo de cambio a ser utilizado para el traslado de los precios de gas a tarifas sea el valor promedio del tipo de cambio vendedor del Banco de la Nación Argentina (Divisas) observado entre los días 1° y 15 del mes inmediato anterior al traslado de los precios.
Mediante la Resolución 605/2025 la S.E. estableció nuevos precios de gas en el PIST, con un aumento de 0,53 % en dólares a ser trasladados a los usuarios finales en relación con los contratos o acuerdos de abastecimiento vigentes celebrados en el marco del Plan Gas.Ar, para los consumos de gas realizados a partir del mes de enero de 2026.
Economía dispuso que “…para el consumo base (y, en su caso, para el consumo excedente) de los usuarios Residenciales Nivel 2 y Nivel 3 se aplicarán las bonificaciones establecidas al valor del precio mayorista de la Energía correspondiente a los usuarios Residenciales Nivel 1, o las que se establezcan en el futuro, por la Secretaría de Energía”.
Las resoluciones publicadas en el Boletín Oficial van desde la número 999/2025 hasta la 1015/2025 y corresponden a TGN, TGS, Compañía Entrerriana de Gas, Gas Link, Transportadora de Gas del Mercosur, GasAndes, Enarsa, Enel Generadora Chile, Gasoducto Norandino, Refinería del Norte, MetroGas, Litoral Gas Naturgy NOA y Naturgy BAN, Camuzzi Gas del Sur y Camuzzi Gas Pampeana, Distrbuidora de Gas del Centro, Distribuidora de Gas Cuyana, y GasNea.
Cabe referir que el Gobierno nacional dará a conocer en los próximos días un decreto que activará un nuevo esquema de subsidios a la baja, que reemplaza al actual de tres niveles de usuarios según ingresos (N1, N2 y N3), a solo dos categorías: Con subsidios y Sin subsidios (que pagan tarifa plena).
Economía tiene previsto además, para el caso del gas natural por redes, aplicar un esquema de tarifas planas a lo largo del año, y con ello supuestamente aliviar el costo de las facturas del servicio en el otoño e invierno, de mayor demanda.
Carlos Luis Rabuffetti, nuevo director Comercial y de Asuntos Regulatorios
La transportadora gasífera TGN anunció un cambio en su estructura ejecutiva con el nombramiento de Carlos Luis Rabuffetti como nuevo director Comercial y de Asuntos Regulatorios. El ingeniero industrial, egresado del ITBA, asumirá sus funciones el 1° de enero próximo. Este movimiento marca el inicio de una nueva etapa operativa para la firma, en un contexto en el cual el sistema se encuentra en una renovada etapa de desafíos para acompañar el crecimiento de Vaca Muerta.
El directivo llega a la compañía con un respaldo de casi cuatro décadas de trayectoria dentro de la organización Techint. En su paso previo por Tecpetrol, donde ocupó la gerencia de Desarrollo de Negocios, Rabuffetti lideró proyectos de gas y energía orientados al mercado latinoamericano. Esta experiencia técnica y estratégica se alinea con los desafíos de infraestructura de la red de gasoductos del país para el corto plazo.
La designación implica el cierre de un ciclo de 24 años para Guillermo Cánovas, quien deja el cargo tras una extensa carrera en la empresa. Cánovas ejerció la dirección del área comercial desde 2008, periodo en el cual encabezó iniciativas estratégicas que consolidaron el crecimiento de TGN. Su gestión queda como una pieza clave en el posicionamiento actual de la operadora dentro del mercado de transporte de hidrocarburos.
TGN desempeña un rol central en la matriz energética al transportar el 40% del gas inyectado en los gasoductos troncales de la Argentina. A través de los sistemas Norte y Centro Oeste, la compañía opera una red de 11.317 kilómetros de ductos y 22 plantas compresoras. Su ubicación geográfica resulta estratégica, ya que actúa como el único operador con conexiones físicas hacia Chile, Brasil, Bolivia y Uruguay.
En cuanto a su composición accionaria, la empresa mantiene una estructura encabezada por Gasinvest -integrada por Tecpetrol y Compañía General de Combustibles– con el 56% del capital. El resto de la participación se reparte entre SouthernCone Energy Holding Company Inc. y el mercado bursátil local, donde el 20% de las acciones cotiza bajo la órbita de Bolsas y Mercados Argentinos (BYMA).
TGN informa la designación de Carlos Luis Rabuffetti como nuevo director Comercial y de Asuntos Regulatorios, quien asumirá el cargo a partir del 1° de enero de 2026, en reemplazo de Guillermo Cánovas.
Carlos Rabuffetti, Ingeniero Industrial egresado del ITBA, cuenta con una sólida trayectoria en el sector energético. Desde 1987 ha desempeñado diversos cargos en la Organización Techint, destacándose recientemente como Gerente de Desarrollo de Negocios en Tecpetrol, donde se especializó en el desarrollo de proyectos de gas y energía para Latinoamérica.
Por su parte, Guillermo Cánovas ha sido una figura clave en el crecimiento de TGN durante sus 24 años de carrera. Desde 2008 hasta la fecha, ejerció como director Comercial y de Asuntos Regulatorios, liderando iniciativas estratégicas que han contribuido significativamente al posicionamiento de la compañía.
Acerca de TGN
TGN es la operadora regional de ductos y proveedora de soluciones confiables para el desarrollo de proyectos energéticos.
Opera y mantiene alrededor de 11.317 km de gasoductos de alta presión y 22 plantas compresoras y es la responsable de transportar el 40% de gas inyectado en gasoductos troncales argentinos a través de los Gasoductos Norte y Centro Oeste.
Su ubicación geográfica estratégica en el país y en la región la convierte en el único operador que vincula sus gasoductos a nivel regional con Chile, Brasil, Bolivia y Uruguay.
Su sólida experiencia en la industria y un equipo de profesionales altamente calificado le permite brindar servicios de alta especificidad para la industria nacional y regional.
El accionista controlante de TGN es Gasinvest S.A. (una sociedad conformada en partes iguales por Tecpetrol S.L. y Compañía General de Combustibles S.A.) que posee el 56% del capital social; el 24% le pertenece a SouthernCone Energy Holding Company Inc. y el 20% restante cotiza en Bolsas y Mercados Argentinos S.A. (BYMA).
Se trata de una distinción que pone en valor las prácticas orientadas a la prevención, el cuidado de las personas, la protección del ambiente y la construcción de una cultura organizacional sólida.
ABB, la compañía dedicada a tecnologías de electrificación y automatización, fue reconocida por el Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG) con el Premio 2025 a la Gestión Integrada de Seguridad y Ambiente. Se trata de una distinción que pone en valor las prácticas orientadas a la prevención, el cuidado de las personas, la protección del ambiente y la construcción de una cultura organizacional sólida en la industria energética.
El premio fue entregado durante la ceremonia del Día del Petróleo y del Gas, en el marco del tradicional almuerzo anual del IAPG, que reúne a referentes de la industria, empresas, autoridades y especialistas para intercambiar miradas sobre los desafíos actuales y futuros del sector, con especial foco en la seguridad operativa y la sostenibilidad.
Distinción
“En ABB entendemos que el mejor camino para una industria energética sostenible es integrar la seguridad y el cuidado del ambiente en cada decisión y en cada proceso. Este premio refleja el trabajo constante de nuestros equipos para operar de manera segura, responsable y con una mirada de largo plazo en cada una de nuestras instalaciones y las de nuestros clientes”, afirmó Giselle Somale, Country Holding Officer (CHO) de ABB para Argentina, Uruguay y Paraguay.
En representación de la compañía ABB y de todo su equipo de HSE (“Health, Security & Enviroment” Salud, Seguridad y Medioambiente), el premio fue recibido por Somale, quien destacó la relevancia de este reconocimiento tanto para la compañía como para el conjunto de la industria del petróleo y del gas.
«La empresa impulsa una gestión integrada de seguridad y ambiente alineada con los más altos estándares internacionales, acompañando los procesos de digitalización, automatización y transición energética. La compañía promueve entornos de trabajo seguros, una gestión responsable de los recursos y una cultura preventiva que involucra a todos los niveles de la organización», destacaron desde la compañía.
“Este reconocimiento es un logro colectivo que alcanzamos gracias al compromiso diario de nuestros equipos. Nos impulsa a seguir fortaleciendo una gestión integrada de seguridad y ambiente que acompañe los desafíos del negocio y contribuya al desarrollo de una industria cada vez más segura, eficiente y sostenible”, agregó Somale.
«Este premio refleja el trabajo constante de nuestros equipos para operar de manera segura, responsable y con una mirada de largo plazo en cada una de nuestras instalaciones y las de nuestros clientes», indicaron desde la empresa.
El premio
El premio fue compartido junto a otros referentes del sector, en un espacio de diálogo y encuentro que permitió reflexionar sobre el rol estratégico de la seguridad y el cuidado del ambiente en la construcción de una industria energética más eficiente, sostenible y preparada para el futuro. En ese marco, la distinción refuerza el compromiso con una gestión integrada que articula tecnología, liderazgo y cultura organizacional como ejes clave para impulsar soluciones que contribuyan a un desarrollo energético sostenible que se consolida con proyectos de envergadura histórica en Argentina.Un reconocimiento que se suma al de la “Excelencia en Prevención y Salud Ocupacional” de la Asociación Latinoamericana de Seguridad e Higiene en el Trabajo (ALASEHT)Este reconocimiento local del IAPG se suma al hito a nivel latinoamericano que refuerza nuestra identidad como marca empleadora de calidad en la región, indicaron.
En mayo, en el marco de las Jornadas Latinoamericanas de Higiene y Seguridad, organizadas anualmente desde 1977 por la Asociación Latinoamericana de Seguridad e Higiene en el Trabajo (ALASEHT), ABB fue también distinguida en la categoría de “Empresa” por su continua y meritoria labor en la prevención de riesgos laborales, salud ocupacional y cuidado del medio ambiente, posicionándonos entre las empresas líderes en nuestro país.
«Estos logros son el reflejo del esfuerzo diario de nuestro equipo y reafirma nuestro liderazgo en el campo de la seguridad y la salud en el trabajo. Continuaremos impulsando iniciativas que refuercen nuestro compromiso con la prevención, la innovación y el cuidado del medio ambiente, pilares fundamentales de nuestra identidad como empleador de calidad en la región y custodio de la Sostenibilidad de la operación en toda nuestra cadena de valor industrial», concluyeron desde la compañía.
En las colocaciones del sector energético, YPF fue el principal emisor al absorber poco más de uno de cada cuatro dólares de financiamiento.
El sector energético, con el impulso del petróleo, el gas y la electricidad, cerró un 2025 de gran dinamismo en el mercado de capitales local en busca de un financiamiento históricamente complejo en el país. A través de 80 emisiones de Obligaciones Negociables (ON), un total de 28 empresas captaron US$ 10.571 millones, una cifra que representó casi el 30% del financiamiento corporativo total del año.
De acuerdo al informe de cierre de año que realizó RICSA Sociedad de Bolsa para EconoJournal, este dinamismo se acentuó especialmente hacia el cierre del calendario, cuando 23 de esas colocaciones se concretaron en el último trimestre, sintonizando con el clima de mayor optimismo que ganaron los mercados tras las elecciones de medio término en la Argentina, lo que permitió una baja sustancial en el costo de financiamiento.
Si bien en 2024 el sector había registrado una mayor participación relativa (33,15%), junto con un mayor número de emisiones (100) y una mayor cantidad de empresas emisoras (29), en 2025 se observa un incremento significativo en el monto total colocado, que creció un 15,11% interanual. El total pasó, así, de US$ 9.183 millones en 2024 a US$ 10.571 millones en 2025, lo que evidencia una mayor concentración del financiamiento en emisiones de mayor volumen,
Para dimensionar la importancia, el monto de colocaciones es casi equivalente a las exportaciones de Combustibles y Energía que, de acuerdo al Indec, sumó unos US$ 10.005 millones en los primeros once meses del año. El ranking de emisiones del sector energético en 2025 estuvo encabezado por un grupo de apenas cinco empresas que concentraron una porción significativa del financiamiento a través de Obligaciones Negociables, las cuales en conjunto concentraron aproximadamente un 68% del monto total emitido por compañías del sector.
«El primer lugar en participación en el total de ON emitidas lo ocupa el sector de Servicios Financieros, que representan más del 40% del total de las emisiones, mientras que el sector energético se ubica en segundo lugar. En cuanto al perfil de los emisores, todas las ON del sector energético fueron emitidas por grandes compañías, sin participación de PyMEs durante 2025″, explicó Gustavo Delbon, Gerente de Riesgo, Estructuración y Mercado de Capitales de RICSA Sociedad de Bolsa.
El aporte del Mercado de Capitales
En cuanto a la moneda de emisión, tanto en 2024 como en 2025 se observa un claro predominio de las colocaciones denominadas en dólares (hard dollar), tanto por cantidad de emisiones como por monto colocado. En el periodo este tipo de emisiones alcanzaron US$ 9.958 millones, mientras que las emisiones dólar linked totalizaron US$ 515 millones y las colocaciones en pesos argentinos ascendieron a $ 130.481 millones (equivalentes a US$ 98 millones).
En comparación con el 2024, el 2025 muestra un incremento importante en la participación de las emisiones de Obligaciones Negociables en hard dollar, que pasó de representar el 81,03% en 2024 al 94,20% en 2025, evidenciando una mayor concentración del financiamiento del sector energético en instrumentos en moneda dura y una reducción relativa de las alternativas en dólar linked, pesos y UVA.
Cinco empresas concentraron el 68% de los montos emitidos, sobre un total de volumen que superó en un 15% 2024.
La evolución mensual del monto colocado -resaltó el analista- refleja una marcada aceleración hacia el cierre del año. Tras un primer semestre con volúmenes moderados y cierta heterogeneidad en las colocaciones, el mercado de Obligaciones Negociables del sector energético mostró en octubre y noviembre los niveles más elevados del período.
Complementario al análisis de plazos y tasas, se presenta la evolución mensual de la duration de las emisiones, medidas a través del mínimo, máximo y promedio ponderado observada en cada mes, en lo cual se observa una clara extensión de los plazos a lo largo del año, con un incremento tanto en la duration máxima como en la duration promedio ponderada hacia el último trimestre, lo que refleja una mayor disposición del mercado a financiar proyectos de mediano y largo plazo.
Esta dinámica se evidenció, particularmente, en la emisión de Pampa Energía realizada en noviembre de 2025, que alcanzó una duration de 93 meses y una TIR de corte del 8,10%, constituyéndose como una de las colocaciones de mayor plazo dentro del sector analizado.
Mejores condiciones de financiamiento
Analizado en conjunto, los datos muestran una mejora progresiva en las condiciones de financiamiento del sector, asociándose un leve incremento de la TIR promedio a, principalmente, un aumento de los plazos de financiamiento. Particularmente el plazo promedio ponderado de las emisiones pasó de 68 meses en 2024 a 74 meses en 2025, explicó Delbón.
En el año, las Obligaciones Negociables denominadas en dólares presentaron una TIR mínima del 3,5% y una máxima del 11,9%, con una TIR promedio ponderada del 8,06%. Estas emisiones se caracterizaron, además, por duration significativamente más extensas, con una duration mínima de 6 meses, una máxima de 93 meses, lo que evidencia el uso del mercado de capitales para financiar proyectos a mediano y largo plazo.
Por su parte, las ON dólar linked exhibieron una mayor dispersión en las tasas, con rendimientos que oscilaron entre 0,0% y 13,0%, y una tasa promedio ponderada del 1,7%. En términos de plazos, este tipo de emisiones se concentró en horizontes más acotados, con duration comprendidas entre 15 y 19 meses y una duration promedio ponderada cercana a los 17 meses, posicionándose principalmente como instrumentos de cobertura cambiaria de corto plazo.
El VMOS logró la reapertura del financiamiento internacional de project financie después de décadas.
Las tasas relativamente bajas observadas en este segmento se explican, en gran medida, por las expectativas de inestabilidad cambiaria y evolución del tipo de cambio prevalecientes en mayor parte del 2025. Finalmente, las ON en pesos registraron una tasa mínima del 32,0% y una máxima del 47,8%, con una tasa promedio ponderada del 36,9%. Estas emisiones se concentraron exclusivamente en el corto plazo, con duration comprendidas entre 9 y 11 meses.
Qué esperar para el 2026
En conjunto, para el Gerente de Estructuración y Mercado de Capitales de RiCSA, esta dinámica confirma que el mercado de capitales se consolida como una herramienta clave para el financiamiento estructural del sector energético, particularmente en proyectos de mediano y largo plazo. El repunte en el volumen de emisiones durante la segunda mitad de 2025 anticipa un mayor protagonismo del mercado de capitales como fuente de financiamiento durante 2026, especialmente para los sectores de Energía.
«El cierre del año con un mayor dinamismo en las emisiones tiene un fuerte componente post-electoral. Más allá de los datos puntuales, lo que se observa es un cambio en las expectativas: el mercado empezó a anticipar un escenario de mayor previsibilidad macroeconómica, lo que incentivó tanto a emisores como a inversores a volver a mirar el financiamiento vía mercado de capitales», aseguró Delbon.
En el mismo sentido, agregó que «hacia el primer semestre de 2026, la sostenibilidad de este desempeño va a depender, en gran medida, de que se consoliden algunas señales clave. En particular, el mercado va a estar muy atento a la evolución del riesgo país, que aparece como un termómetro central para validar el nuevo escenario, así como a la estabilidad cambiaria y monetaria. En este sentido, más que un boom puntual, el mercado parece estar descontando un proceso gradual, y si la estabilidad macro se sostiene y el riesgo país continúa moderándose, el mercado de ON podría seguir mostrando un buen nivel de actividad».
Así, para el analista, se espera que «las necesidades de inversión asociadas al desarrollo de la producción y la infraestructura del sector energético, tanto como en oil & gas como en el mercado eléctrico, continúen impulsando la demanda de financiamiento de mediano y largo plazo». En este contexto, las ON se consolidan como un instrumento flexible y eficiente, permitiendo a las empresas adaptar moneda, plazo y estructura de tasas a los flujos esperados de cada proyecto.
En este contexto, el acceso al financiamiento externo no aparece como una alternativa masiva, sino más bien selectiva, al menos en el 2026, condicionada por el perfil crediticio de los emisores y la escala de los proyectos. «Un formato que empezó a reaparecer es el de los préstamos sindicados con bancos internacionales, utilizados principalmente para financiar inversiones de mayor envergadura», reseñó.
En este sentido, Delbon reseñó que «el mercado de capitales -tanto local como internacional- tiende a funcionar de manera complementaria. El mercado de capitales local, en algunos casos con alcance internacional, sigue siendo clave para financiar capital de trabajo e inversiones, mientras que el financiamiento bancario externo puede jugar un rol relevante en proyectos estratégicos, siempre que se consolide la estabilidad macroeconómica».
Venezuela comenzó a cerrar pozos en una región que alberga las mayores reservas de petróleo del mundo, frente a un bloqueo de la administración de Estados Unidos destinado a asfixiar financieramente al país.
Petróleos de Venezuela SA empezó a cerrar pozos en la Faja del Orinoco el 28 de diciembre, después de que la estatal se quedara sin espacio de almacenamiento y los inventarios se dispararan, según dos personas familiarizadas con el tema que pidieron no ser identificadas por tratarse de asuntos internos.
Según replicó la agencia Bloomberg, PDVSA apunta a reducir la producción de la Faja del Orinoco en al menos 25%, hasta 500.000 barriles diarios, dijeron las fuentes. La disminución representa un recorte de 15% sobre la producción total de Venezuela, que ronda los 1,1 millones de barriles por día.
La decisión supone un golpe de realidad para el presidente venezolano Nicolás Maduro, quien a lo largo del bloqueo intentó mantener las exportaciones que son el núcleo de la economía del país sudamericano. El cierre de pozos es considerado un último recurso debido a los desafíos operativos y a los altos costos que implica volver a ponerlos en marcha, según una de las personas.
Mediante una política pública impulsada y coordinada por la Secretaría de Energía y Ambiente, la provincia de Río Negro concretó la emisión del primer lote de Etiquetas de Eficiencia Energética para Viviendas que completaron el proceso de auditoría correspondiente.
Las etiquetas fueron entregadas a la Agencia de Recaudación Tributaria (ART), organismo que continuará con las gestiones administrativas necesarias para la aplicación de la bonificación, según la letra asignada a cada vivienda.
En esta primera emisión fueron etiquetadas 8 viviendas ubicadas en: General Roca, Fernández Oro, San Carlos de Bariloche, Dina Huapi y Viedma.
Las calificaciones obtenidas se distribuyen en las letras B, C, D, E y F, con predominio de la letra C (3 de las 8 viviendas).
Una prueba piloto con auditoría externa
Desde el equipo técnico provincial indicaron que este avance se enmarca en una prueba piloto financiada por la Secretaría de Energía y Ambiente, orientada a impulsar la eficiencia energética y el uso responsable de la energía en el sector residencial.
Además, se informó que este primer lote forma parte de un grupo de 30 viviendas cuyas etiquetas están siendo analizadas por un auditor externo, tal como establece la normativa nacional.
La etiqueta de eficiencia energética permite conocer el desempeño energético de una vivienda, identificar oportunidades de mejora y acompañar decisiones que impactan en el confort del hogar y el consumo, con beneficios asociados a la política de bonificación según la categoría obtenida.
La producción sostenida de Vaca Muerta volvió a posicionar a Neuquén como uno de los actores claves del comercio exterior argentino, con fuerte impacto en el superávit comercial y una creciente proyección internacional. En este contexto, la estrategia de potenciar el desarrollo y la apertura de nuevos mercados es clave.
De acuerdo con datos recientes, la formación no convencional fue determinante para que la Argentina alcance exportaciones energéticas récord, con un aporte estimado en más de 7.000 millones de dólares al superávit comercial.
Los indicadores de noviembre de 2025 confirman la solidez de la producción neuquina que en petróleo alcanzó los 590.339 barriles diarios, con una suba del 0,54 % respecto de octubre y un crecimiento interanual del 28,64 %.
En el acumulado de enero a noviembre, el incremento fue del 24,29 % en comparación con el mismo período de 2024. El petróleo no convencional explicó el 96,97 % del total, con 572.423 barriles diarios, lo que confirma el peso estructural de este segmento dentro de la matriz hidrocarburífera neuquina.
Se sostuvo gracias al aporte de áreas estratégicas como Loma Campana, La Angostura Sur II, Bajo del Choique–La Invernada, Bajada del Palo Este y Bandurria Sur, que mantuvieron niveles estables de producción y garantizaron la previsibilidad operativa.
En cuanto al gas natural, durante noviembre se produjeron 81,22 millones de metros cúbicos diarios. Si bien se registró una leve baja mensual del 1,73 %, el acumulado anual muestra una variación positiva del 1,05 % interanual. El gas no convencional representó el 90,04 % del total, con predominio del shale gas, que aportó 63,97 millones de metros cúbicos diarios.
Nuevos mercados
En este escenario, el gobernador Rolando Figueroa viene desarrollando una agenda activa de gestión y vinculación internacional orientada a posicionar el producto Vaca Muerta en nuevos mercados, fortalecer la competitividad de la industria y ampliar el horizonte exportador de Neuquén.
Figueroa participó meses atrás de la firma de un proyecto clave de exportación de GNL junto a YPF y la empresa ENI, para avanzar sobre una primera etapa de 30 millones de toneladas de gas que a futuro -según reconoció el propio CEO de YPF, Horacio Marí- podrá significar para la Argentina 300 mil millones de dólares de exportaciones, aproximadamente la mitad de lo que exportó el campo en los últimos 20 años y permitirá generar 50 mil puestos de trabajo directos e indirectos hasta 2030.
Las gestiones para colocar los productos no son nuevas, se fueron replicando en Estados Unidos, Chile, Paraguay, Uruguay con principal eco en Brasil. En octubre pasado el gobernador viajó a la Offshore Technology Conference (OTC), para avanzar en un acuerdo energético con el consorcio GASBRA SA, con la idea de impulsar la exportación de gas al sector industrial.
El rol de Figueroa fue clave para avanzar en la incorporación de las inversiones vinculadas al upstream no convencional del petróleo y gas natural al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI), que buscan promover mayor producción, empleo, y crecimiento. La medida contribuirá significativamente al superávit de la balanza energética, garantizará mayor recaudación fiscal nacional y provincial y fortalecerá la integración energética regional.
La estabilidad productiva, sumada a la planificación y la articulación con el sector privado y el Estado nacional, permiten a la producción neuquina proyectar un cierre de año con previsibilidad y un 2026 con mayores oportunidades.
El Gobierno definió los nuevos cuadros tarifarios con incrementos para el servicio de gas natural de Metrogas y de las distintas empresas proveedoras de todo el país, que comenzará a regir a partir del 1° de enero de 2026.
La medida se implementó a través de la Resolución 1009/2025 del Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas), publicada este martes en el Boletín Oficial con la firma de su interventor, Carlos Casares.
En el caso de Metrogas S.A., la Resolución 1009/2025 habilitó los incrementos detallados en el anexo que acompaña la norma, donde se especifican los cargos por categoría y zona. Para la categoría R1 (usuarios residenciales de menor consumo) el valor aprobado fue de $3.514,29 para la Ciudad de Buenos Aires, mientras que en territorio bonaerense la tarifa quedó fijada en $4.058,43.
En el otro extremo del cuadro residencial, la categoría R4 (correspondiente a los usuarios de mayor consumo) pasó a tener un cargo de $83.960,03 en la Capital Federal y de $45.627,20 en la provincia de Buenos Aires, según dispuso el organismo.
De manera similar, la Resolución 1012/2025 estableció los nuevos ajustes tarifarios para Naturgy BAN S.A., incluidos en el anexo de la normativa, junto con una versión actualizada de las condiciones tarifarias. De acuerdo con lo aprobado, la categoría R1 en la zona norte del Gran Buenos Aires quedó en $2.876,99, mientras que la R4 ascendió a $30.807,68.
Aumentos de gas: qué pasa con las tarifas de usuarios R2 y R3
Los cuadros también contemplan a los usuarios R2, de consumo intermedio, organizados en subcategorías según rangos de uso, y a los R3, que agrupan a los residenciales de mayor demanda, igualmente divididos en segmentos.
En ambos casos, las resoluciones aclaran que las tarifas incluyen el precio del gas en el punto de ingreso al sistema de transporte (PIST) y que se mantienen las bonificaciones para los usuarios de los niveles 2 y 3, de acuerdo con el esquema de segmentación de subsidios.
“Las bonificaciones se aplicarán sobre el precio mayorista de la energía, según lo establecido por la Secretaría de Energía”, subrayan los textos oficiales. Además, se señala que corresponde emitir nuevos cuadros tarifarios que contemplen los precios actualizados del gas en PIST, el siguiente escalón de la RQT y la actualización prevista en las reglas básicas de la licencia.
El Gobierno nacional publicó este lunes una serie de resoluciones que resultan el primer paso para la determinación de los aumentos de tarifas energéticas para enero de 2026 que, como mínimo, seguirán el sendero de la inflación y responde al nuevo criterio de asignación de subsidios.
La Secretaría de Energía emitió nueve resoluciones donde fijó las pautas para los precios desde el 1º de enero. Los diferentes cuadros tarifarios serán publicados en las próximas horas por los entes reguladores.
Entre las resoluciones se destaca la 605/2025 que determinó un aumento del Precio de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST) del gas natural que provocará un incremento en las facturas de 0,53% para el mes próximo. Luego resta sumar los aumentos para los sistemas de transporte y distribución.
“El ministerio de Economía instruyó a esta Secretaría a continuar para el mes de enero de 2026 con el sendero de actualización de precios y tarifas del sector energético, en un contexto de notoria desaceleración inflacionaria verificada a la fecha, y con el objetivo de mantener dichos precios y tarifas en valores reales lo más constantes posibles”, se señala en los considerandos de la norma.
Por otro lado, la Resolución 606/2025 definió adecuaciones al Plas Gas A. En ese sentido, los productores que adhieran recibirán compensaciones del Estado por los volúmenes entregados.
Asimismo, la Resolución 602/2025 definió que a partir del 1° de diciembre de 2025, se establece un nuevo precio spot de $14.381/MWh en el Mercado Eléctrico Mayorista, que impacta en las tarifas eléctricas.
Por otro lado, la Resolución 604/2025 establece nuevos precios de referencia para el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) para el período 1º de enero – 1º de abril de 2026.
La norma establece que se aplicarán bonificaciones para usuarios residenciales de niveles 2 y 3, alineadas con las tarifas de los usuarios de nivel 1.
Transener, la principal transportista de energía eléctrica en alta tensión de la Argentina, será privatizada por el Gobierno de Javier Milei, lo cual fue rechazado de plano por ex trabajadores de la empresa, al considerar que constituye un “activo estratégico” para la Argentina.
Según trascendió, se estima que la empresa vale unos US$200 millones que permitirían engrosar las arcas del Tesoro.
Transener fue creada con los activos de las estatales SEGBA (Servicios eléctricos del Gran Buenos Aires), Agua y Energía Eléctrica (AyEE) e Hidronor, empresas estratégicas del Estado que, según los ex operarios, “fueron desguazadas y privatizadas durante la década de 1990 mediante las leyes de privatización del menemismo 23.696 y 24.065”, de acuerdo con un comunicado que dieron a conocer en las últimas horas.
Este proceso, entregó el control de sectores estratégicos a intereses privados, “generando un daño económico y social profundo que persiste hasta hoy”, según advirtieron Jorge Galati y Fernando Cardozo, ex empleados de SEGBA.
Además,alertaron que el Estado argentino “mantiene una deuda histórica con los trabajadores de estas empresas privatizadas por el incumplimiento del Programa de Propiedad Participada (PPP), que debía garantizar una participación accionaria en favor de los empleados”.
“En lugar de avanzar en la reparación de esta deuda, el actual gobierno pretende desprenderse de los últimos activos estratégicos que pertenecen al patrimonio nacional”, señalaron.
En tanto, dijeron que Transener es “una empresa altamente rentable, generadora de ingresos para el FGS y para el Estado Nacional. La resolución para la venta de sus acciones, anunciada por el gobierno nacional en vísperas de Navidad, no se justifica desde el punto de vista financiero ni patrimonial”.
Luego, explicaron que “desprenderse de estas acciones significa renunciar al control sobre una infraestructura crítica para el desarrollo del país y por consiguiente la pérdida de soberanía nacional sobre decisiones estratégicas”.
“Protejamos el Patrimonio Nacional; no repitamos la estafa de los ’90”, señaló en un comunicado el Colectivo de ex trabajadores y trabajadoras de SEGBA.
Canadian Solar profundiza su apuesta por la tecnología TOPCon como eje central de su estrategia fotovoltaica en Sudamérica, al tiempo que prepara el lanzamiento de nuevos módulos solares de hasta 725 Wp antes de fin de año.
Esta evolución tecnológica responde a una hoja de ruta centrada en incrementar la eficiencia energética, reducir los costos operativos y ofrecer soluciones completas que integran almacenamiento, inversores, centros de transformación y un acompañamiento técnico permanente.
“Pensamos nuevas tecnologías para los paneles fotovoltaicos, pero también nos estamos enfocando mucho en la tecnología TOPCon, que está en casi 90% de los proyectos y tenemos la oportunidad de avanzar fuertemente en esa tecnología, pudiendo ofertar dos tipos inclusive de productos (celdas mayores y menores), además de sistemas de baterías”, explicó Thiago Rodrigues, sales manager América del Sur de Canadian Solar, durante el encuentro Future Energy Summit (FES) Chile.
Además de elevar la potencia de sus módulos, la compañía apuesta por características como la bifacialidad, que permite un aumento de entre 10% y 30% en la generación eléctrica, y mejoras en el coeficiente de temperatura y resistencia a la humedad, aspectos claves para climas exigentes.
“La idea de la compañía, como innovación y calidad, es verticalizar la cadena productiva e innovar para que los proyectos consigan la mejor tecnología posible”, remarcó el ejecutivo.
En paralelo, Canadian Solar se posiciona como proveedor de soluciones integrales. Con 24 años en el mercado, ha evolucionado de ser un fabricante de equipos a convertirse en socio para proyectos fotovoltaicos e híbridos, con un portafolio que incluye paneles, inversores, centros de transformación y sistemas de almacenamiento, a fin de maximizar la eficiencia operativa y generar confianza técnica a largo plazo.
“Además, en los últimos años, la compañía tuvo un balance positivo, con un net profit positivo que es muy importante en el mercado porque nuestra idea es estar en la región por los próximos años”, afirmó el sales manager para América del Sur.
Tropicalización tecnológica y desafíos regionales
La experiencia acumulada en Latinoamérica le ha dado a la compañía un profundo entendimiento de los desafíos técnicos, regulatorios y comerciales del continente, de modo que uno de los aprendizajes más relevantes ha sido la necesidad de adaptar la tecnología global a los sistemas eléctricos de la región.
“Canadian Solar opera globalmente con un portfolio global para todos los países en que actuamos, pero el despliegue de productos en LATAM exige una tropicalización para enfrentar los sistemas regionales, que son más frágiles y necesitan una arquitectura híbrida para más estabilidad”, explicó Rodrigues.
Además, las diferencias regulatorias entre países imponen modelos de negocio diferenciados. “Estamos viendo que en Chile y Argentina se viven momentos regulatorios y señales de precios muy distintos”, advirtió el ejecutivo.
“Por eso desarrollamos modelos estratégicos de negocio como C&I, soluciones llave en mano y proyectos utility scale con estructuras adaptadas, priorizando la bancabilidad y la previsibilidad del diseño del proyecto, ya que la industria está cada vez más innovadora y más competitiva”, concluyó.
Genneia anunció la entrada en operación anticipada de 140 MW del parque solar San Rafael, ubicado en la provincia de Mendoza, uno de los desarrollos solares más relevantes del país. Con una capacidad instalada de 180 MW y una inversión de USD 180 millones, este proyecto consolida el rol estratégico de Mendoza en el desarrollo de infraestructura energética eficiente y sustentable.
El Parque Solar San Rafael cuenta con 400000 paneles solares, abasteciendo de energía competitiva y limpia a clientes privados bajo el marco regulatorio Mercado a Término de Energía Renovable (MATER). Para dimensionar su alcance, la producción del parque equivale al consumo eléctrico de aproximadamente 135000 hogares.
Este parque es el tercero de Genneia en Mendoza y se emplaza en un predio de 500 hectáreas en el distrito de 25 de Mayo. Durante su etapa de construcción, el proyecto generó empleo para más de 300 personas y dinamizó la economía regional.
JimenaLatorre, ministra de Energía y Ambiente de Mendoza, destacó: “La entrada en operación del Parque Solar San Rafael es un hito clave para la matriz energética de Mendoza. Este tipo de proyectos refuerzan nuestro posicionamiento como una provincia comprometida con el desarrollo sostenible y la atracción de inversiones estratégicas».
Por su parte, Bernardo Andrews, CEO de Genneia, señaló: “La puesta en marcha del Parque Solar San Rafael representa un paso fundamental en nuestra estrategia de crecimiento. Este proyecto demuestra que es posible desarrollar infraestructura energética de gran escala, con impacto positivo en el ambiente y en las economías regionales, acompañando la demanda creciente de energía competitiva de la industria argentina”.
La presencia de Genneia en la provincia alcanza, hasta el momento, una inversión superior a los USD 400 millones y suma 410 MW de capacidad instalada destinados al Mercado a Término de Energías Renovables.
Se estima que esta capacidad se incrementará en 40 MW adicionales durante el primer trimestre de 2026, una vez que el Parque San Rafael obtenga la habilitación comercial completa. Adicionalmente, este hito destaca las sinergias entre el sector público y privado para optimizar el uso de los recursos energéticos, reducir emisiones y fortalecer la competitividad del sistema productivo nacional.
Con un mercado latinoamericano cada vez más competitivo, Sungrow traza una estrategia de expansión regional enfocada en cuatro países clave de la región: Argentina, Perú, Chile y Colombia.
Así lo reveló Jorge Alvarado, Key Account Manager de la compañía, durante su participación en FES Chile, donde describió las condiciones que definen el potencial del almacenamiento energético en estos mercados.
La empresa considera que la oportunidad está en países que muestran avances en marcos regulatorios, madurez técnica de los clientes y, sobre todo, un ecosistema de actores dispuestos a operar con estándares exigentes.
“Hoy día somos alrededor de 25 competidores detrás de todos estos proyectos de almacenamiento a nivel regional”, apuntó Alvarado.
Para marcar diferencia frente a este escenario de alta competencia, Sungrow apuesta por una propuesta tecnológica diseñada para reducir riesgos operativos y anticiparse a los cambios del mercado, combinando soluciones plug & play con sistemas de gestión basados en inteligencia artificial.
Este enfoque permite adaptar los proyectos a nuevas exigencias normativas sin reemplazar toda la infraestructura y optimizar el desempeño de los sistemas en tiempo real.
“Actualmente tenemos sistemas de gestión de energía basados en inteligencia artificial, capaces de tomar decisiones en tiempo real, analizar patrones e ir mejorando el rendimiento de carga y descarga de la batería”, explicó el ejecutivo, al referirse al desarrollo de software como uno de los pilares de la estrategia.
“Nuestros contenedores son modo plug & play: podemos desconectar un inversor, conectarlo y cumplir con alguna nueva norma que salga”, agregó Alvarado, subrayando que esta flexibilidad permite acompañar la evolución regulatoria sin afectar la continuidad operativa.
A esta arquitectura se suma el despliegue de soluciones como el PowerTitan 2, un contenedor que integra la conversión de corriente continua a alterna dentro del mismo sistema y utiliza refrigeración líquida para mejorar la eficiencia en el punto de interconexión.
Sin embargo, el diferencial tecnológico no es el único factor que hoy define el cierre de negocios. Según Alvarado, los desarrolladores evalúan los proyectos de almacenamiento bajo un enfoque cada vez más integral.
“Vemos cuatro variables muy importantes para el cierre de negocios: legales, comerciales, técnicas y financieras”, afirmó.
En ese sentido, el contexto varía según el país. Por caso, en Argentina, el acceso al financiamiento y las condiciones comerciales pesan más que el CAPEX inicial; en tanto que en Perú, la ausencia de pagos por potencia o disponibilidad limita la bancabilidad de los proyectos BESS.
Mientras que en Chile el foco está puesto en el cumplimiento normativo y su impacto en los seguros asociados a la operación.
“Una planta BESS que no cuente con las certificaciones necesarias o con certificaciones que no son aplicables al marco legal chileno luego va a tener problemas para efectos de seguro. La operación puede verse afectada considerablemente, ya que no son pólizas económicas”, advirtió Alvarado.
En Colombia, donde el marco técnico muestra un mayor grado de avance, Sungrow ya opera la batería de almacenamiento más grande del país, con 7 MWh, y despliega más de 1,4 GW en proyectos solares, consolidando su presencia en uno de los mercados más dinámicos de la región.
“Con nosotros van a tener un soporte 100% 24-7, tanto por el lado técnico, como comercial y postventa”, destacó el ejecutivo, al remarcar la importancia de garantizar la disponibilidad de los sistemas y el retorno de inversión a largo plazo.
El pasado 16 de diciembre, el Gobierno de México publicó los Lineamientos de Operación del Consejo de Planeación Energética, lo que formaliza un nuevo esquema institucional que busca consolidar la planeación energética como un proceso vinculante, articulado y con visión de largo plazo. Este órgano colegiado no ejercerá funciones regulatorias ni de normalización, pero operará como el espacio clave donde se alinea la política energética nacional y se da seguimiento a su implementación.
Los lineamientos, emitidos por la Secretaría de Energía (SENER), colocan al Consejo como una herramienta técnica y estratégica para ordenar los distintos planes del sector: la Estrategia Nacional de Transición Energética, el Plan para el Aprovechamiento Sustentable de la Energía, el Plan de Desarrollo del Sector Eléctrico y el Plan de Desarrollo del Sector Hidrocarburos, entre otros. Tal como se establece en el documento, el Consejo es responsable de la coordinación y seguimiento de todos estos instrumentos, así como de la mejora continua de la información energética nacional.
“El Consejo de Planeación Energética es el órgano colegiado de carácter permanente que apoya a la Secretaría de Energía en la coordinación y seguimiento de la planeación energética nacional”, señalan los lineamientos publicados en el Diario Oficial de la Federación. A través de esta estructura se busca robustecer la gobernanza en materia energética y dotar de continuidad a las decisiones estratégicas del Estado.
La presidencia del Consejo estará a cargo de la persona titular de la Secretaría de Energía, con derecho a voto de calidad. Lo acompañan como vocales los titulares de las subsecretarías de Planeación y Transición Energética, Electricidad e Hidrocarburos, así como representantes de organismos sectorizados como Pemex, CFE, Cenagas, CENACE, CONUEE, LitioMX y otras entidades clave del ecosistema energético nacional.
En paralelo, se incorpora una Secretaría Técnica, que funcionará como articuladora administrativa, encargada de coordinar la preparación de sesiones, actas, seguimiento de acuerdos, informes anuales y el Programa Anual de Trabajo del Consejo. Esta figura también será responsable de garantizar la trazabilidad institucional del órgano y canalizar la información entre los vocales y los comités técnicos.
“Todas las personas que participan en las actividades del Consejo están obligadas a mantener en estricta confidencialidad cualquier información a la que tengan acceso”, estipula el artículo 7 del documento. Asimismo, se establece que tanto vocales como suplentes tendrán derecho a voz y voto, mientras que los invitados podrán participar únicamente con voz.
En cuanto a su funcionamiento operativo, el Consejo deberá reunirse al menos dos veces al año en sesiones ordinarias, aunque se prevé la posibilidad de convocar sesiones extraordinarias a solicitud de cualquier vocal titular. Las decisiones se adoptarán por mayoría simple, y en caso de empate, la presidencia ejercerá su voto de calidad. Todas las sesiones quedarán registradas en actas que serán firmadas por los participantes y resguardadas por la Secretaría Técnica.
Una de las novedades más relevantes es la creación de dos comités permanentes: el Comité de Planeación del Sector Energético y el Comité de Información del Sector Energético, ambos diseñados para especializar el análisis técnico y apoyar con diagnósticos, estudios y recomendaciones. Estos comités podrán a su vez establecer grupos de trabajo específicos, integrados por funcionarios con experiencia técnica en las distintas áreas estratégicas del sector.
“El Consejo puede instruir a los organismos sectorizados y empresas públicas para presentar informes periódicos sobre el estado del sector energético, con el fin de integrarlos en el Informe Anual”, detalla el artículo 32 de los lineamientos. Esto permitirá que el Consejo mantenga una visión actualizada del avance de las políticas públicas y metas sectoriales, incluyendo las establecidas en el Plan Nacional de Desarrollo.
Cabe recordar que, de forma paralela, la Comisión Nacional de Energía (CNE) ha impulsado recientemente nuevas reglas para proyectos de generación y almacenamiento, buscando que se ajusten a la evolución del sistema energético mexicano. Tal como informó Energía Estratégica, se establecieron disposiciones que definen con mayor claridad las características técnicas y operativas de las instalaciones, así como su relación con el despacho económico y los esquemas de almacenamiento con baterías. Este tipo de reformas técnicas subraya la necesidad de contar con un órgano como el Consejo, capaz de dar coherencia, seguimiento y evaluación continua a los cambios del sector.
Además, el nuevo marco normativo resalta el principio de planeación vinculante, un enfoque que permite a la Secretaría de Energía coordinar con mayor efectividad a las distintas instituciones y operadores del sistema energético nacional. Lejos de ser un espacio consultivo o declarativo, el Consejo tendrá injerencia directa en el seguimiento de decisiones estratégicas, sin desplazar las funciones de regulación que competen a otros entes como la CRE o la CNE.
La entrada en vigor de estos lineamientos marca un punto de inflexión en la institucionalización de la planeación energética mexicana, que da un paso hacia modelos más coordinados, permanentes y orientados a la transición. Al formalizar este órgano de alto nivel, México se alinea con prácticas internacionales que buscan asegurar la coherencia de largo plazo en la política energética, sobre todo frente a los desafíos que plantea la descarbonización, la seguridad energética y la incorporación masiva de nuevas tecnologías.
Mining Beacon expone los datos clave del sector, tensiones estructurales y un enorme desafío: quién produce, cuánto factura y por qué el sector enfrenta su mayor desafío histórico.
La minería global atraviesa una paradoja histórica. Nunca el mundo necesitó tantos minerales y metales como hoy, pero nunca fue tan complejo atraer capital, acelerar proyectos y sostener la licencia social para operar. Así lo refleja el informe Global Mining 100, elaborado por Mining Beacon, una de las plataformas de información minera más influyentes a nivel internacional, que analiza en detalle el desempeño de las 100 principales compañías mineras y metalúrgicas del planeta.
Según el relevamiento, las Top 100 vendieron u$s946.400 millones en minerales y metales durante 2024, una cifra levemente superior a los u$s925.600 millones de 2023, lo que confirma que el sector sigue siendo uno de los pilares silenciosos de la economía global, aun en un contexto de alta volatilidad geopolítica, presión regulatoria y cambios tecnológicos acelerados.
“Las 100 principales compañías mineras y metalúrgicas del mundo vendieron u$s946.400 millones de minerales y metales el año pasado”, destaca textualmente el estudio de Mining Beacon, al que accedió Energy Report.
Los cinco grandes minerales que explican el negocio global
El estudio muestra que, pese al auge discursivo de los minerales críticos, la minería mundial sigue concentrando su facturación en pocos commodities. En 2024, las mayores ventas provinieron de:
Cobre: u$s173.810 millones
Carbón térmico: u$s131.970 millones
Oro: u$s131.810 millones
Hierro: u$s130.450 millones
Bauxita, alúmina y aluminio: u$s84.830 millones
A estos se suman ingresos relevantes por carbón metalúrgico, zinc, metales del grupo platino, níquel, plata, fertilizantes, litio, uranio y tierras raras. El dato es clave porque confirma que la transición energética no reemplaza al negocio tradicional, sino que se superpone a él, tensionando la necesidad de inversión.
Uno de los puntos más llamativos del informe es la comparación entre el valor de mercado de la minería y el de otros sectores estratégicos. Mining Beacon señala que 96 de las 100 compañías son cotizantes, y que su capitalización bursátil combinada alcanzaba u$s1,836 billones a junio de 2025.
Para ponerlo en perspectiva, el informe remarca que Nvidia por sí sola vale más que todo el sector minero listado, y que las cinco grandes tecnológicas estadounidenses concentran una capitalización cercana a u$s17.000 millones.
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“Estamos ante una situación extraordinaria en la que la capitalización combinada de los proveedores de minerales es menor que la de una sola compañía a la que abastecen”, advirtió Rohitesh “Ro” Dhawan, presidente y CEO del Consejo Internacional de Minería y Metales (ICMM, por sus siglas en inglés).
“Ro” encabeza el consejo de 24 directores ejecutivos de las mayores empresas mineras y metalúrgicas del mundo. Dhawan vive en Londres, pero nació y creció en la India y ha pasado la mayor parte de su vida adulta en Sudáfrica. Estas experiencias en países en desarrollo -afirman en ICMM- son la fuente de su pasión por la minería responsable y su convicción en el poder de la industria minera para transformar vidas y proteger la naturaleza, especialmente en las zonas menos desarrolladas del mundo. Tiene una Maestría en Cambio Ambiental y Gestión de la Universidad de Oxford en el Reino Unido y una licenciatura en Economía de la Universidad de Rhodes en Sudáfrica.
El cuello de botella: inversión, plazos y confianza
Mining Beacon pone el foco en uno de los grandes problemas estructurales de la industria: los plazos de desarrollo y la falta de capital. Según datos de Morgan Stanley incluidos en el informe, el tiempo promedio para que una mina pase del descubrimiento a la producción ya alcanza 17,8 años, frente a apenas 6,4 años en la década del 90.
“En el momento en que el mundo necesita unas 300 nuevas minas, es cuando más difícil se ha vuelto abrir una”, resume el reporte en base a Dhawan.
La situación se agrava por el retroceso en exploración. Las Top 100 destinaron u$s5.936 millones a exploración en 2025, una cifra que representa apenas una décima parte del gasto en fusiones y adquisiciones, y que marca un problema de reposición de activos a largo plazo.
Producción récord, pero con costos crecientes
Otro de los “datos breves” destacados entre las páginas 12 y 15 es el fuerte nivel de actividad operativa. Las Top 100 empleaban 2,56 millones de personas a fines de 2024 y reportaron 205 muertes laborales en ese año, un indicador que sigue pesando sobre la percepción social del sector.
En paralelo, el gasto de capital cayó a u$s110.440 millones en 2025, desde u$s130.990 millones en 2024, reflejando una industria más cauta, enfocada en disciplina financiera y retornos selectivos.
“Los mineros están entrando en una nueva era de disciplina de capital”, señala el informe, que cita a Wood Mackenzie, donde advierte que invertir en crecimiento solo es rentable si se hace en los commodities correctos, especialmente cobre.
China, integración y minerales del futuro
El informe también subraya el peso creciente de China, no solo como consumidor sino como actor integrado verticalmente, con fuerte presencia en cobre, litio, níquel y tierras raras.
Mining Beacon indicó que las compañías chinas combinan minería, procesamiento, manufactura y reciclaje, una estrategia que Occidente todavía intenta replicar.
“La integración industrial, el reciclaje y la tecnología son los grandes diferenciales competitivos en la nueva minería”, señala el documento.
Un sector clave para la transición… pero en tensión
La conclusión del informe es tan clara como incómoda: la minería es indispensable para la transición energética, pero no está financieramente preparada para sostenerla sola. La Agencia Internacional de Energía proyecta que la demanda de algunos minerales podría duplicarse o cuadruplicarse en 20 años, mientras que la industria enfrenta más regulaciones, menos exploración y crecientes resistencias sociales.
La vía navegable troncal, comprendida entre el kilómetro 1238 del Río Paraná, hasta la Zona de Aguas Profundas Naturales, en el Río de la Plata exterior, hasta la altura del kilómetro 239,1 del canal Punta Indio, por la vía del Canal Ingeniero Emilio Mitre y el Río Paraná de las Palmas, Río Paraná Bravo, Río Paraná Guazú, Río Talavera, Río Paraná–Océano Atlántico (la “Vía Navegable Troncal”), fue administrada y mantenida por Hidrovía S.A. bajo el régimen de concesión de obra pública por peaje de la Ley 17.520, a riesgo empresario y sin aval del Estado desde 1995 (cfr. Decreto 253/1995).
En el año 2021, mediante Decreto 949/2020 (el “Decreto 949”), se delegó en el entonces Ministerio de Transporte la facultad de efectuar el llamado y la adjudicación de la licitación pública, nacional e internacional, por el régimen de concesión de obra pública por peaje de la Ley 17.520, para la modernización, ampliación, operación y mantenimiento del sistema de señalización y tareas de dragado y redragado y mantenimiento de la Vía Navegable Troncal, a riesgo empresario y sin aval del Estado (la “Licitación” y la “Concesión”, respectivamente).
Posteriormente, ante la proximidad del vencimiento del contrato de concesión de Hidrovía S.A. y su prórroga, mediante Decreto 427/2021 se otorgó la Concesión a la Administración General de Puertos S.E. por un período de 12 meses. La vigencia de la Concesión fue prorrogada por la Resolución 515/2022 del entonces Ministerio de Transporte hasta la toma de servicio por quien resulte adjudicatario de la Licitación.
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Seguidamente, por Disposición 34/2024 de la entonces Subsecretaría de Puertos y Vías Navegables, se llamó a licitación pública nacional e internacional para la selección del concesionario, la que fue dejada sin efecto tras haber recibido una única oferta.
En este contexto, luego de un proceso de audiencia pública y formulación de observaciones por los interesados, el viernes 19 de diciembre de 2025 se publicó en el Boletín Oficial la Resolución 67/2025 (la “Resolución 67”) de la Agencia Nacional de Puertos y Navegación (la “ANP”) que dispuso el llamado a Licitación y aprobó los Pliegos de Bases y Condiciones y Especificaciones Técnicas (los “Documentos Licitatorios”).
A continuación, se detallan los aspectos más relevantes de la convocatoria:
1. Cronograma de la Licitación
Plazo para la formulación de consultas a los Documentos Licitatorios: hasta el 28 de enero de 2026 a las 23.59 h. Plazo máximo de presentación de ofertas: hasta el 27 de febrero de 2026 a las 13:00 h. Acto de apertura del Sobre N° 1: 27 de febrero de 2026 a las 13:00 h.
2. Condiciones generales de la Licitación
La Licitación es de etapa múltiple y los oferentes presentarán sus ofertas en tres sobres.
El primero, contendrá la documentación que acredite el cumplimiento de los requerimientos societarios y formales, técnicos y económicos mínimos.
El segundo deberá incluir la memoria técnica y un plan de trabajos indicativo de todas las tareas a realizar.
El último, contendrá la oferta económica, comprensiva de la planilla de cotización para las Etapas 0, 1 y 2.
3. Presentación de ofertas
La presentación de las ofertas debe realizarse exclusivamente a través de la plataforma Contrat.Ar, a cuyos fines los interesados deberán estar previamente inscriptos en la categoría “Cocontratantes del Estado”, subcategoría “Concesionario Ley N° 17.520” de conformidad con la Resolución 35/2024 de la Vicejefatura de Gabinete Ejecutiva y la Disposición 84/2024 de la Oficina Nacional de Contrataciones (la “ONC”).
4. Participación
Las personas habilitadas para participar de la Licitación son aquellas personas jurídicas, nacionales o extranjeras, con capacidad para obligarse en la República Argentina. Estas personas podrán presentarse por sí mismas o bajo asociaciones, pero no podrán optar por ambas alternativas o participar de más de una.
No estarán habilitadas para participar las personas jurídicas controladas directa o indirectamente por estados soberanos o agencias estatales ni uniones transitorias de empresas, entre otros.
En caso de resultar adjudicatario, el oferente deberá constituir una sociedad de propósito específico cuyo estatuto social deberá prever un plazo igual o superior al plazo máximo de vigencia del contrato. Además, deberá prohibir cualquier modificación en la participación que implique un cambio de control.
5. Requisitos económicos
A efectos de acreditar su capacidad económico-financiera, los oferentes deberán acreditar el cumplimiento de, como mínimo, los siguientes requisitos:
Un patrimonio neto total mayor a US$ 300.000.000; Una facturación mínima mayor a US$ 450.000.000, en todo concepto; Un factor de solvencia mayor a 1,40; Un factor de liquidez mayor a 0,9; Un factor de endeudamiento menor a 2,5; y Una facturación anual mínima promedio sobre la actividad de dragado mayor a US$ 300.000.000 y rentabilidad mínima de US$ 30.000.000 para todas las actividades.
6. Requisitos de experiencia
Los Oferentes deberán contar con experiencia en la ejecución de obras de dragado en puertos y canales a efectos de la mejora y/o mantenimiento de las condiciones de navegación, ejecutados con equipos propios y por un volumen de material removido superior a 1.000.000 m3 en vías navegables similares, esto es, aquellas que permitan la navegación de embarcaciones de más de 8 m de calado.
Se computarán únicamente aquellos antecedentes de fecha posterior a 2016.
En el caso de las asociaciones, solo se considerarán los antecedentes de aquel integrante con una participación igual o superior al cuarenta por ciento (40%).
En particular, se requiere que se acredite:
Volumen total de dragado no inferior a 15.000.000 m3; Volumen mensual dragado, excluyendo refulado o rellenos, con equipos propios de una calada inferior a 8,5 m, superior a los 500.000 m3; Experiencia en la implementación o mantenimiento de sistemas de balizamiento; Contar con 6 dragas de succión que hayan sido construidas después de1994, con un calado máximo de 8,5 m, con una potencia instalada a bordo no menor a 4,000 kW. Además, la suma de la capacidad de tolva de 4 de las dragas no debe ser inferior a 20,000 m3. Calificación de las emisiones y certificaciones ISO 9001, 14.001 y 45.001. Los oferentes deberán designar a un representante técnico, que será quien represente al Concesionario ante el Concedente y reciba las órdenes de servicio. Deberá ser ingeniero civil o portuario y deberá acreditar experiencia en cargos relacionados con la organización, dirección, inspección y/o representación técnica en obras de dragado en Argentina.
7. Memoria técnica
Los oferentes deberán presentar una memoria técnica y un plan de trabajos indicativo de las tareas a realizar, los volúmenes a remover y las dragas a utilizar en cada sector y para cada tarea.
La memoria descriptiva de las tareas a realizar deberá incluir, entre otra información, los planes de movilización y desmovilización, el plan de entrega, actas y cesión de la concesión y los equipos, etapas y tiempos previstos.
El plan y programa de trabajo, por su parte, deberá prever la propuesta general de dragado, balizamiento, tecnificación y lucha contra derrames.
8. Oferta económica
La oferta económica consistirá en la cotización de la tarifa de transporte para los tramos comprendidos entre los ríos Paraná y Río de la Plata para cada una de las etapas de la concesión.
Además, el oferente deberá presentar:
El plan económico financiero de la concesión; Un compromiso de financiamiento por un monto mínimo equivalente al 50% de las inversiones totales previstas para la ejecución de las obras de la concesión; Cotización del servicio de dragado en acceso a puertos.
9. Garantía de mantenimiento de oferta
Como condición de validez de sus ofertas, los oferentes deberán integrar una garantía de mantenimiento de oferta por un monto de US$ 20.000.000, por un plazo de duración igual al plazo de mantenimiento de la oferta, más sus eventuales prórrogas.
10. Adjudicación
Será adjudicado aquel oferente que, tras superar satisfactoriamente la evaluación del sobre 1, obtenga la mayor puntuación —sobre un total de 200 puntos— considerando tanto su propuesta técnica (sobre 2) como económica (sobre 3).
11. Objeto de la concesión
El objeto del contrato de concesión consiste en la modernización, ampliación, operación y mantenimiento del sistema de señalización, tareas de dragado y redragado y mantenimiento de la Vía Navegable Troncal y tendrá un plazo de duración de 25 años el cual podrá prorrogarse por un período adicional que no podrá superar el 20% del plazo original.
La concesión se divide en las siguiente tres etapas:
Etapa 0: se extenderá por un año desde la toma de posesión durante el que se deberán desarrollar tareas de mantenimiento y mejoras en la señalización. Además, el oferente deberá presentar la documentación necesaria para la ejecución de las obras de dragado de la Etapa 1.
Etapa 1: a partir de la aprobación de la documentación, el concesionario realizará las obras correspondientes a la Etapa 1, consistentes en: (i) ensanche del Canal Brown y (ii) profundización y adecuación de la taza del canal de los ríos Paraná Bravo y Paraná Guazú. Durante esta etapa, el concesionario deberá presentar la documentación necesaria para la ejecución de las obras de la Etapa 2.
Etapa 2: comienza con la presentación de la documentación pertinente y se extiende durante la ejecución de las obras de dragado de Etapa 2 hasta la finalización de la Concesión.
Al cierre de 2025, la formación no convencional no solo rompe récords de extracción, sino que redefine la balanza comercial argentina con exportaciones que superan los USD 7.000 millones. El impacto del RIGI y los acuerdos de GNL marcan la hoja de ruta para 2026. El sector hidrocarburífero argentino despide el año con cifras que confirman un cambio estructural en la matriz productiva.
Según los últimos reportes operativos de noviembre, la provincia de Neuquén alcanzó los 590.339 barriles diarios de petróleo, lo que supone un salto interanual del 28,64%. Lo más relevante para el mercado es la consolidación del shale oil, que ya explica el 96,97% del total producido.
Los motores del crecimiento
El sostenimiento de estos niveles récord se apoya en la estabilidad operativa de áreas maduras y en desarrollo acelerado como:
Loma Campana (YPF-Chevron) Bandurria Sur Bajada del Palo Este Bajo del Choique-La Invernada
En el segmento del gas, a pesar de una leve estacionalidad mensual, la producción se ubicó en 81,22 millones de metros cúbicos diarios. El shale gas mantiene su predominio con una participación del 90,04% sobre el total no convencional, blindando el abastecimiento interno y sentando las bases para la exportación a escala.
Proyección internacional: Del Cono Sur al Mercado Global
El 2025 cierra con hitos geopolíticos que transformarán a Vaca Muerta en un hub exportador global:
Alianza GNL: El acuerdo entre YPF y ENI para el proyecto de Gas Natural Licuado proyecta exportaciones futuras por USD 300.000 millones, una cifra que equivale a la mitad de lo exportado por el agro en las últimas dos décadas.
El “Factor Brasil”: Los acuerdos con el consorcio GASBRA SA para abastecer al sector industrial brasileño abren un canal de divisas fundamental para la balanza comercial.
Marco Normativo: La inclusión del upstream no convencional en el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) ha comenzado a traccionar capitales que garantizan la hoja de ruta para 2026.
Impacto Económico
La eficiencia operativa de las operadoras en la cuenca neuquina permitió que Argentina logre exportaciones energéticas históricas por más de USD 7.000 millones este año. Este superávit energético se perfila como el principal sostén de las reservas del Banco Central frente a los vencimientos de deuda previstos para el inicio del próximo ciclo.
Con este escenario, la industria inicia el 2026 con el desafío de ampliar la infraestructura de evacuación para que el récord de producción en pozo se traduzca efectivamente en mayor presencia en los mercados internacionales.
La importación es un fenómeno limitado. Pero hay limitaciones estructurales difíciles de resolver en el corto plazo. Cuáles son los sectores que están en mejores o en peores condiciones para hacerle frente al mundo.
Lejos de lo que se piensa, la importación en el país es todavía un fenómeno limitado. Lo que está poniendo en jaque a algunos sectores fabriles no son productos, insumos y componentes que vienen del exterior, sino la dificultad que tiene la propia Argentina para que la producción local pueda competir en el mercado interno.
El gran problema, como ya ha quedado demostrado en el primer cuarto del siglo 21, es que tener una economía cerrada no sirve; genera como contracara precios más altos y sin crecimiento real del empleo privado registrado. La apertura es necesaria, pero la competitividad no se logra de un año para el otro.
El 2025 ha sido un año de transición en muchos niveles para la Argentina. Hasta noviembre, la importaciones crecieron a un ritmo del 27% respecto a los 11 primeros meses del año pasado. Pero la estimación de Gustavo Scarpetta, especialista cordobés en comercio exterior, es que terminarán el año en U$S 75.600 millones, por debajo del pico registrado en 2022, cuando llegaron a U$S 76.162 millones.
La consultora Abeceb hace un ejercicio interesante: compara la relación importación-PIB, o sea, lo que ingresa desde el exterior contra el tamaño de la economía. En Argentina es de 16% (en la década del ‘90 era de 17%), cuando en Colombia, Uruguay y Chile oscila entre el 20% y el 45% (el valor más alto corresponde a la economía trasandina).
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Por lo tanto, en términos relativos, la importación tendría margen para seguir creciendo. ¿Por qué le duele tanto la importación a la industria nacional?
En parte porque venía de más de dos décadas de una economía cerrada, en la que se importaban mayormente insumos, bienes de capital y bienes intermedios, mientras que los bienes de consumo representaban una mínima porción.
Esto cambió en 2025 y la importación de bienes finales se encontró con una demanda contenida que respondió inmediatamente comprando. Según datos del Indec, entre enero y noviembre, la importación de bienes de consumo creció 58% y la de vehículos, 109%, mientras que la producción fabril medida a través del IPI Industrial entre enero y octubre aumentó sólo 3,1%.
La competitividad es un problema estructural
“Que los productos importados compitan con los bienes de producción nacional no es preocupante. El problema es que la pérdida de competitividad que ha sufrido la industria argentina es parte de un fenómeno sistémico. Las empresas pueden hacer su trabajo puertas adentro para reducir costos, tener un manejo más eficiente de sus costos operativos o analizar su mix de productos y servicios. Pero el límite está una vez que sus productos salen fuera de la fábrica, en la infraestructura portuaria y vial, en la burocracia administrativa, en los costos laborales, el esquema tributario, la falta de financiamiento, etcétera”, explica Mariángel Ghilardi Sierra, coordinadora Sectorial y de Negocios de Abeceb.
Este no es un fenómeno nuevo. La gremial empresarial industrial viene insistiendo desde hace años en este problema en cada foro y en cada evento; pero encontró por respuesta un profundo silencio. El problema es que la solución a estos problemas lleva tiempo.
“Argentina tiene tres problemas estructurales básicos. Su mercado es relativamente pequeño y limita a las industrias para lograr economías de escala; solamente lo logran las industrias enfocadas en la exportación, como la agroindustria. Además, es una economía sin crédito y sin perspectiva de mediano plazo, lo cual reduce la inversión en tecnologías de escala mundial. A esto se suman los problemas históricos, que están en vías de cambiar, pero en el largo plazo, como los altos costos del sistema laboral y la falta de infraestructura”, resalta Marcos Cohen Arazi, investigador del Ieral (de la Fundación Mediterránea), responsable de la sección Productiva.
En este sentido, advierte el economista cordobés, el tiempo es un factor que juega en contra. “El plazo en que se instala Decathlon en el país es mucho más corto comparado con el tiempo que lleva acomodar estos factores estructurales, claves para que la industria argentina pueda competir; es un problema insalvable”, previene.
Paradoja: la industria nacional suma importación
En lo que va de la gestión de Javier Milei, la Encuesta de Indicadores Laborales (EIL) de la Secretaría de Trabajo de la Nación viene registrando más empresas en general, pero menos industrias.
Los datos de octubre pasado relevan 312.926 empresas privadas del sector formal, 7.226 firmas más (2,3% de aumento) que en octubre de 2023; pero 47.576 industrias, 1.470 menos (2,9% de caída) que hace dos años.
Las industrias que se mantienen en el mercado argentino optaron por aumentar la composición de insumos y componentes importados, o también por dejar de producir algún bien o servicio en el que son menos competitivos, para reemplazarlos por alguna alianza con marcas extranjeras que le permita ser representante en el país.
Un informe de Abeceb, sobre la base de datos del Observatorio PyME, refleja que la proporción de empresas que reemplazan producción propia de bienes por importaciones casi se duplica y llegó al 10,1% en el segundo semestre del año, contra el 5,3% de la primera etapa; mientras que las que sustituyen insumos y bienes intermedios locales trepan al 22,1% desde 15,2%, respectivamente.
Los rubros en los que se producen estos cambios con mayor intensidad son sustancias y productos químicos, caucho y plástico (29,2%), y la metalmecánica (28,4%).
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“Todos los sectores se están acomodando al nuevo contexto. Las empresas buscan eficientizar los costos operativos, cambiar el portafolio de productos, realizar inversiones en automatización, ser más eficientes en el manejo de los costos energéticos o sellar alianzas con partners extranjeros, sobre todo de China, para que utilicen su red comercial”, explica Ghilardi Sierra.
Un ejemplo es lo que sucede en la industria automotriz. En noviembre, el 60% de los patentamientos de vehículos 0 km fueron importados y el 40% fueron nacionales, cuando en igual mes del año pasado la relación era 44% y 56%, respectivamente.
La mayor oferta de vehículos importados les permitió a las automotrices aumentar 49,7% el patentamiento en los primeros 11 meses del año (587.666 unidades). Pero, en el mismo período, la producción nacional fue de 464.408 vehículos, con una caída de 0,9% respecto del período enero-noviembre de 2024.
Las industrias más golpeadas y las que siguen en competencia
El impacto de esto se sintió en todo el cordón autopartista cordobés. Un reciente análisis de la Comisión Autopartista de la Cámara de Industriales Metalúrgicos y Componentes de Córdoba (Cimcc), partiendo de las proyecciones de fabricación para el año próximo, indica que la producción cordobesa de vehículos pasará a representar el 20% del total nacional en 2026, cuando en 2023 era de 29%.
Al respecto, fuentes de la industria a nivel nacional advierten que, en este contexto de una demanda general relativamente baja, el sector acude a toda su capacidad de resiliencia. “Las industrias tienen una pata en la producción, pero históricamente también la tuvieron en la importación, cuentan con mucha gimnasia importadora y ahora están ampliando esta actividad para ser más competitivas y sostenibles”, agrega la fuente que pidió reserva del nombre.
Durante la gestión Milei, la economía ha crecido. Entre noviembre de 2023 y octubre de 2025, el Estimador Mensual de la Actividad Económica (Emae) del Indec aumentó 4,4%.
Sin embargo, según datos del Ieral, la actividad industrial en todos los sectores descendió 5,1%.
Los únicos rubros que crecieron fueron alimentos y bebidas (4,3%), sustancias y productos químicos (1,4%) y otros aparatos e instrumentos (1%), mientras se mantuvieron casi estables otros equipos de transporte (0,6%). Estos son los rubros que todavía son competitivos.
Las caídas más importantes se registraron en textiles (-37,2%), productos de caucho y plástico (-23,7%), productos de metal (-20,6%), productos minerales no metálicos (-17,8%), vestimenta y calzado (-16%), y vehículos, carrocerías y autopartes (-15,8%).
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“El tipo de cambio no está atrasado, pero tampoco da demasiadas ventajas. Entonces, levantadas las protecciones que ayudan a la competitividad y sin escala, hay rubros dentro de la industria que se tienen que reconfigurar”, resalta Cohen Arazi.
Para el economista cordobés, en Argentina, agroindustria, derivados del petróleo y químicos son los que todavía mantienen una cierta competitividad. En cambio, textiles, calzado y metalmecánica son los que necesitan adaptarse de manera urgente.
“Esto va a seguir en 2026. El Gobierno está priorizando que el tipo de cambio no se siga apreciando, la baja de algunos impuestos, la reforma laboral y algunos incentivos a la inversión de medianas empresas, que era lo que se esperaba”, resalta el economista del Ieral.
Por su parte, la investigadora de Abeceb, agrega otros sectores que están en peligro de sobrevivencia como electrónica (la producción de celulares, por la baja de aranceles, puede ser rápidamente sustituible), juguetes (en los últimos 12 meses, se duplicó la importación desde China) y neumáticos (la caída de 35% al 16% de aranceles en 2025 incrementó 57% el ingreso de unidades desde el exterior).
El Ministerio de Economía, a través de la Secretaría de Energía, dio un giro clave en la instrumentación del Plan Gas.Ar al establecer un mecanismo para ceder los contratos directos de compraventa de gas natural hoy concentrados en Energía Argentina Sociedad Anónima (EA) hacia relaciones contractuales directas entre productores y distribuidoras, con supervisión del ENARGAS.
La decisión quedó formalizada en la Resolución 606/2025, firmada el 26 de diciembre de 2025 y publicada el 29 de diciembre, y se inscribe en la estrategia oficial de normalización del mercado del gas, reducción de intermediaciones estatales y retorno al marco regulatorio de la Ley 24.076, sin alterar tarifas ni los objetivos estructurales del esquema vigente.
Reconfiguración del Plan Gas.Ar y salida progresiva del Estado como intermediario
La Resolución 606/2025 introduce adecuaciones instrumentales al “Plan de Reaseguro y Potenciación de la Producción Federal de Hidrocarburos 2023–2028”, aprobado por el Decreto 892/2020, en un contexto macroeconómico sustancialmente distinto al de su creación y bajo la premisa explícita de que el Estado Nacional se retire progresivamente de actividades que pueden ser realizadas por el sector privado sin financiamiento presupuestario.
El eje central de la medida es la cesión de los contratos de compraventa de gas natural celebrados entre EA y los productores, destinados al abastecimiento de la demanda prioritaria, hacia las prestadoras del servicio público de distribución de gas por redes. Según el artículo 1°, los productores que adhieran deberán aceptar la cesión, la cual será instrumentada por EA dentro de un plazo de 30 días hábiles desde la publicación de la resolución.
Una vez perfeccionada la cesión, EA quedará liberada de todas las obligaciones futuras bajo esos contratos, aunque mantendrá a su cargo las deudas, intereses, penalidades o reclamos derivados de operaciones realizadas con anterioridad. Desde ese momento, los productores asumirán plenamente el rol de vendedores y las distribuidoras el de compradoras, estableciendo un vínculo directo conforme al artículo 12 de la Ley 24.076, que promueve la libre interacción de oferta y demanda para la formación del precio del gas en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST).
Cambios operativos: inversiones, compromisos de inyección y compensaciones
La resolución también redefine aspectos operativos relevantes del Plan Gas.Ar para los Productores Firmantes que adhieran voluntariamente, sin modificar los objetivos esenciales del esquema ni las tarifas finales a usuarios.
Entre los cambios más significativos se destacan:
Alivio en las obligaciones informativas: se elimina el deber de presentar informes trimestrales con apertura mensual sobre el avance del plan de inversiones, junto con información auditada y en carácter de declaración jurada. La obligación de invertir se mantiene intacta, así como la facultad de la Secretaría de Energía de requerir información puntual para verificar el cumplimiento. Esta dispensa no aplica a los compromisos asumidos en la Ronda 5.2, convocada por la Resolución 770/2022 y adjudicada entre 2022 y 2023.
Revisión del compromiso de inyección: para los productores adherentes, deja de aplicarse la regla que dividía la curva de producción comprometida por 0,7, prevista en el Numeral (i) del Punto 11 del Anexo del Decreto 892/20. El cambio reduce exigencias formales sin alterar los volúmenes comprometidos.
Pago provisorio más alto: el pago provisorio mensual de la compensación estatal se eleva al 90%, calculado sobre la base de la declaración jurada presentada por cada productor respecto de sus entregas, conforme a los puntos 62 a 65 del Anexo del Plan. En el nuevo esquema, los productores cobrarán el precio del gas en el PIST en pesos por metro cúbico, incorporado en los cuadros tarifarios, y percibirán adicionalmente la compensación a cargo del Estado Nacional. Las bonificaciones tarifarias aplicadas a los usuarios finales serán recuperadas por los productores a través del mecanismo de compensación vigente.
Supervisión regulatoria y asignación de volúmenes: el rol del ENARGAS
La resolución pone especial énfasis en la Ronda 4.2 del Plan Gas.Ar, adjudicada mediante la Resolución 860/2022, cuyos volúmenes deberán ser reasignados entre distribuidoras, generadores y, eventualmente, CAMMESA. En este proceso, la actuación de EA será supervisada por el ENTE NACIONAL REGULADOR DEL GAS (ENARGAS).
EA deberá informar a los productores involucrados cómo se distribuirán los volúmenes adjudicados, priorizando que las distribuidoras reciban el “Gas de Pico 2024” y el “Gas de Pico 2025”, según lo establecido en la Resolución 770/2022. El objetivo explícito es propiciar la firma de contratos directos entre productores y distribuidoras, reduciendo la intervención transitoria del Estado.
La adhesión al nuevo esquema es voluntaria pero indivisible: no se admitirán aceptaciones parciales ni sujetas a reservas. Productores y distribuidoras deberán manifestar su adhesión mediante el sistema Trámites a Distancia (TAD) dentro de los 30 días hábiles administrativos desde la notificación del acto. Luego de publicada la lista de adherentes, las partes contarán con otros 30 días hábiles para presentar los nuevos contratos ante la Secretaría de Energía y el ENARGAS.
Impacto económico e institucional: hacia la normalización del mercado del gas
Desde el punto de vista económico, la Resolución 606/2025 representa un primer paso concreto hacia la normalización contractual del mercado del gas natural, en línea con la emergencia energética declarada por el Decreto 55/2023 y prorrogada hasta el 9 de julio de 2026. El Gobierno busca corregir distorsiones generadas por años de congelamiento tarifario y subsidios generalizados que, según los considerandos, “comprometieron gravemente la situación financiera del Estado Nacional”.
Sobre el cierre del año, el Centro-Pyme Adeneu convocó a un evento para debatir los principales desafíos de la cadena de valor local ante la oportunidad de proveer, de un mayor modo, a la industria oil and gas. A continuación el video con la cobertura completa.
La jornada “Forjando Vaca Muerta: donde la metalmecánica y el Oil & Gas se juntan” reunió a referentes de operadoras, industria metalmecánica, cámaras empresarias, universidades y organismos técnicos para poner en foco un tema clave: cómo se prepara el entramado local para acompañar el salto de actividad en la Cuenca Neuquina, con más competitividad, capacidades técnicas y encadenamientos productivos.
En este contenido vas a encontrar el registro completo del evento, con la cobertura de Mejor Energía, y el detalle de cada panel y sus participantes para que puedas navegar la agenda, identificar los momentos más relevantes y volver a ver las definiciones principales.
Paneles y participantes
1. Apertura
Facundo López Raggi, coordinador de Metalmecánica y Sustentabilidad del Centro PyME-Adeneu)
Guillermo Koenig (Ministro de Economía, Producción e Industria) Anabel Lucero (Gerente General, Centro PyME-Adeneu)
2. El contexto sectorial
Presentación FECENE: Roberto Enríquez (vocal titular FECENE y presidente de ADINEU) Presentación ADIMRA: “Desarrollo federal de la industria metalúrgica e integración de cadenas de valor estratégicas”: Mariano Guizzo (vicepresidente) y Jorge Scian (presidente Comisión de Energía)
3. Disertación técnica de gestión e innovación
Innovar para ser competitivos en el contexto Vaca Muerta (Laura Álvarez- INTI)
4. Perspectivas de Vaca Muerta y el sector metalmecánico
Fabricio Gullino, subsecretario de Hidrocarburos de Neuquén
5. Operadoras y servicios especiales (demanda: oportunidades y desafíos)
Mauro Poli (AESA) Germán Crivelli (YPF) Emiliano Schlotthauer (PAE) Sebastián Pastrana (Pluspetrol) Moderador: Fernando Castro (Director de Mejor Energía)
6. Pymes de Vaca Muerta (oportunidades y amenazas)
Daniel Duñez (El Pampeano) Mariano Valeri (Industrias Bender) Ezequiel Weber (Tecsa) Ariel Malatesta (IAN) Moderador, Fernando Castro (Director de Mejor Energía)
La baja de la actividad en Vaca Muerta impactó en la operación de pymes neuquinas, que hoy buscan ganar eficiencia.
El 2025 para las pymes de Vaca Muerta fue desafiante. La caída de la actividad impactó de lleno en varias empresas neuquinas, que redujeron entre un 30 y un 40% su nivel de operación. Desde la Federación de Cámaras del Sector Energético de Neuquén (Fecene) señalaron que es clave mejorar la eficiencia, potenciar el asociativismo y aprovechar otros mercados para comprar equipamiento, como el chino.
El secretario de la federación, Daniel González dialogó con este medio sobre los factores que provocaron un 2025 complejo para la industria de los hidrocarburos en la región. “Veníamos muy embalados del 2024, con mucha actividad, lo que incluso significó que se hiciera muchas inversiones en equipamiento, en ampliaciones y demás”, recordó.
El 2025 “nos encontró con una baja de actividad importante para las pymes neuquinas. Hay casos en los que se registran caídas de actividad del 30% al 40%, lo que nos prendió algunas luces de alarma”, marcó. Los factores más evidentes que llevaron a la baja son tres, según enumeró. Uno es la caída del precio del barril Brent de referencia para Argentina, que inició el 2025 en torno a los US$ 80. En los últimos meses, se mantuvo apenas por encima de los US$ 60.
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Se le suma la “incertidumbre política sobre lo que ocurriría en las elecciones. El tercer factor es la evacuación. Se están realizando obras grandes, como la construcción del Oleoducto Vaca Muerta Sur, a la que, evidentemente, se dirigieron muchos fondos”, expresó.
El referente consideró que son factores que se pueden ir atenuando, pero hay que mantener cautela, sobre todo con el precio del crudo. “En 2026 hay que estar preparado por un escenario peor que de US$ 60”, subrayó. Esto obliga a que “toda la industria sea mucho más eficiente, a tener mayor productividad para estar a la altura de las circunstancias, porque todo el sector va a requerir una mejora para poder ser competitivos”, advirtió.
La eficiencia será clave no solo para afrontar el 2026, sino también para avanzar hacia el salto de escala previsto para 2030, en el que se proyecta que el país alcance el millón de barriles por día. Se le suman los proyectos de GNL, que a 2030 se prevé una capacidad de procesamiento de nada menos que 17.000 toneladas con los proyectos en carpeta. “Las pymes nos tenemos que preparar. Pensamos en la asociatividad y complementariedad con otras empresas. Por eso también apuntamos a asistir a todas las ferias internacionales que hay”, señaló.
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Un ejemplo es la Conferencia de Tecnología Offshore (OTC, por sus siglas en inglés) en la que participaron representantes de firmas regionales para conocer nuevas tecnologías, “conseguir partners o representaciones de empresas que ya tienen mucha experiencia en Estados Unidos”. Sin embargo, si el foco está en la compra de equipamiento, la respuesta es China. “Estamos preparando un viaje para China en marzo de 2026. Está la oportunidad de adquirir equipamiento a menor precio. Algunos empresarios de la zona ya han ido y comprado”, explicó.
Las reformas que esperan las pymes
“Internamente, no hay dudas de que nosotros tenemos que hacer los deberes para tener una mayor productividad. Puertas adentro tenemos que ser más eficientes, pero con eso a veces no basta”, expresó González. El Estado “tiene mucho para aportar, porque más allá de nuestro esfuerzo, tenemos una carga muy fuerte en materia impositiva”, marcó.
La empresa santafesina que consolidó su lugar en la cadena de valor energética, apostó a la calidad certificada y proyecta nuevas inversiones en Vaca Muerta. Además, el análisis de un desembarco en Neuquén como parte de su estrategia de crecimiento.
En el marco del especial de Energía de Milla Extra, el programa de AIRE Negocios, una empresa nacida en Esperanza quedó en el centro del análisis sobre el aporte de la industria nacional al desarrollo energético argentino. Se trata de Sica Metalúrgica Argentina SA, una pyme con cuatro décadas de trayectoria que logró integrarse a la cadena de valor del petróleo y el gas.
La historia de la empresa resume un recorrido de adaptación: «Nació hace 40 años de la mano de un soldador con mucho empuje. Hoy estamos transitando, junto con mis hermanos, la segunda generación», explicó Hernán Simonutti, director de la firma.
Sica se inició como especialista en gas licuado y, hace unos 20 años, aterrizó en el sector petrolero. En la actualidad, mantiene su vínculo con el gas licuado pero diversificó su producción hacia petróleo, gas, química y eólica: el 80% de su mix productivo está orientado a la fabricación de equipos petroleros.
Ese proceso le permitió posicionarse como uno de los principales proveedores nacionales de YPF en equipamiento para la industria. «Fue una evolución. Tuvimos un gran éxito en gas licuado y su transporte, y una cosa te lleva a la otra. En una industria tan competitiva como la metalúrgica no podés quedarte quieto», resumió Simonutti.
Una pyme santafesina integrada a la cadena de valor energética
Esteban Weidmann, gerente comercial de Sica Metalúrgica SA, señaló que la experiencia de la empresa es representativa de muchas pymes santafesinas que forman parte de la cadena de valor energética.
Sica provee bienes de capital que se integran directamente al proceso productivo de sus clientes. «Una demora puede tener un costo de oportunidad muchísimo más alto que el valor del equipo. El equipo permite producir y vender», detalló Weidmann, advirtiendo sobre las consecuencias que puede tener no cumplir con los lapsos propuestos.
«Las petroleras son, en su mayoría, corporaciones multinacionales con estándares de calidad y seguridad muy avanzados. Cuando participás de licitaciones, la parte técnica está extremadamente desarrollada», explicó. En ese esquema, el diferencial pasa por cumplir especificaciones y, sobre todo, plazos.
Esa lógica explica vínculos comerciales que atraviesan décadas: «Hay clientes que seguimos atendiendo hoy y que fueron generados por Jorge Simonutti, el fundador, hace más de 35 años».
Esa lógica explica vínculos comerciales que atraviesan décadas: «Hay clientes que seguimos atendiendo hoy y que fueron generados por Jorge Simonutti, el fundador, hace más de 35 años».
El respaldo técnico y la calidad certificada son condiciones indispensables para sostener el posicionamiento logrado por la empresa. Simonutti remarcó que la empresa cumple con la certificación ISO 9000 y suma sellos específicos del sector. «La calidad está verificada para que el equipo tenga exactamente el estándar que el cliente espera cuando contrata a una empresa como Sica», afirmó.
Coyuntura macroeconómica: amesetamiento y reactivación en la industria energética
La coyuntura macroeconómica también atraviesa las decisiones. A fines de 2024, las expectativas para 2025 eran más optimistas. «Teníamos esperanza, pero 2025 no acompañó como se esperaba. Argentina es muy sensible a los años electorales y las inversiones se frenan», analizó Simonutti. Aun así, destacó señales de reactivación hacia el cierre del año, con nuevos pedidos de cotización que permiten proyectar un 2026 con mayor crecimiento, siempre que no se genere nueva incertidumbre.
Las inversiones acompañan una mirada estratégica a futuro. En el último año, Sica adquirió equipo específico en anticipación a una mayor demanda vinculada a Vaca Muerta. «Invertimos pensando en extender esa demanda y evaluamos poner un pie en Neuquén. Estar cerca de la operación es estar cerca del negocio», explicó Simonutti.
Weidmann aportó datos que explican el amesetamiento de la actividad. «A fines de 2024 había 48 equipos de perforación operativos y se bajó a 41. Eso tiene que ver con la falta de infraestructura», señaló. Gasoductos, oleoductos y proyectos clave condicionan la posibilidad de evacuar mayor producción de petróleo y gas. «Las inversiones en infraestructura van de la mano con el aumento de la producción», anotó.
Inversiones, expansión y la apuesta a la energía del futuro
Las inversiones acompañan una mirada estratégica a futuro. En el último año, Sica adquirió equipo específico en anticipación a una mayor demanda vinculada a Vaca Muerta.
«Invertimos pensando en extender esa demanda y evaluamos poner un pie en Neuquén. Estar cerca de la operación es estar cerca del negocio», explicó Simonutti.
Puma Pris, la app de beneficios de Puma Energy, suma un nuevo beneficio para este verano: a partir del domingo 4 de enero y hasta el 28 de febrero, los usuarios podrán acceder a un 10% de descuento los domingos, pagando exclusivamente con Dinero en Cuenta de Mercado Pago, gracias a la alianza entre ambas compañías.
La promoción contempla un tope de reintegro de $4.500, con un límite de dos transacciones mensuales por usuario, y aplica en cargas de nafta Súper, Premium e Ion Diesel. El reintegro será realizado directamente en las cuentas de Mercado Pago de los usuarios.
Además del descuento, todas las cargas realizadas bajo esta modalidad duplican los puntos Puma Pris, que luego pueden canjearse por descuentos en combustibles de entre $2.000 y $20.000, reforzando así el ahorro total para los usuarios.
“Gracias a la alianza con Mercado Pago, seguimos ampliando los beneficios de Puma Pris. Sumamos los domingos a los descuentos ya vigentes de los miércoles y viernes, con el objetivo de ofrecer soluciones simples, concretas y pensadas para cuidar el bolsillo de nuestros usuarios”, señaló Lucas Smart, gerente de Marketing de Puma Energy.
De esta manera, Puma Pris consolida su propuesta de valor durante la temporada de verano, combinando descuentos directos, acumulación de puntos y una experiencia de pago ágil, al tiempo que fortalece su alianza con Mercado Pago para brindar más opciones y beneficios a los consumidores.
Sobre Puma Energy
Puma Energy es una compañía petrolera global integrada de refinación, transporte, almacenamiento y distribución que opera en 46 países. La empresa ha expandido sus actividades a nivel mundial: es propietaria y operadora de 100 terminales de abastecimiento, así como de más de 3000 estaciones de servicio y está presente en 80 aeropuertos alrededor del mundo.
En Argentina, Puma Energy produce combustibles y lubricantes, con más de 400 estaciones de servicio en todo el país. A su Refinería en Bahía Blanca, la terminal en la localidad de Campana y su planta de lubricantes en Avellaneda, se suman más de 50 agroservicios en los principales puntos de la zona productiva de la Argentina.
La Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®), presentó el balance 2025 del Programa de Cuidado Responsable del Medio Ambiente® (PCRMA®), el cual resalta la sólida expansión y el firme compromiso del sector con la gestión integral de riesgos y la sostenibilidad.
El PCRMA® constituye una iniciativa global de la industria química y petroquímica que asume el compromiso de gestionar de manera segura los productos químicos durante todo su ciclo de vida. Al mismo tiempo, impulsa su aporte a la mejora de la calidad de vida y al desarrollo sostenible, especialmente en ámbitos clave como la Salud, la Seguridad y el Medio Ambiente.
El informe, elaborado por la unidad de certificación de DNV Business Assurance, destacó la adhesión de 80 empresas socias y 107 plantas productivas (entre industrias más las de transporte) al Programa, impulsando así la mejora continua en sus operaciones.
En el balance del PCRMA® para 2025 se destaca que 51 empresas adheridas han obtenido una certificación total, lo que equivale al 64% de las compañías socias activas en el Programa, consolidando una tendencia de crecimiento sostenido en la adopción del PCRMA®.
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El Programa está acreditado ante el Organismo Argentino de Acreditación (OAA) bajo la certificación IRAM-ISO/IEC 17067:2015 -esquema tipo 6- para la evaluación de la conformidad de productos (Industria y Transporte), la cual proporciona directrices para estructurar y operar
“Los resultados hablan por sí solos! El compromiso del sector es contundente y se refleja en estas cifras. Alcanzar 51 empresas certificadas al cierre de 2025 —casi el doble que hace apenas cinco años— confirma al PCRMA® como un pilar estratégico para el desarrollo sostenible de la industria. Con todas estas plantas productivas y empresas de transporte bajo certificación vigente, las compañías no solo cumplen con la normativa, sino que lideran una transformación cultural basada en la mejora continua, priorizando la seguridad de las personas, la protección del ambiente y la excelencia operacional, en plena sintonía con los estándares globales de Responsible Care®.”, enfatizó el Ing. Rolando García Valverde, Líder de Desarrollo Sustentable y Medio Ambiente de la CIQyP® y responsable PCRMA®.
Crecimiento Sostenido: 2020-2025
El sector ha mostrado un crecimiento acelerado en la adopción de las mejores prácticas. Al comparar los resultados al cierre de 2025 con los inicios de la década, se observa un avance significativo en el compromiso formal de las empresas.
En cuanto a procedimientos, durante el año se llevaron a cabo 63 procesos de certificación, con un aumento constante en las auditorías en comparación con períodos anteriores. Desde una perspectiva histórica, el PCRMA® ha mostrado una evolución claramente positiva: entre 2020 y 2025, el número de empresas con certificaciones ha crecido un notable 96%, consolidando un crecimiento sostenido durante estos años y reflejando un mayor compromiso de las empresas con los estándares de gestión responsable en la industria química y petroquímica.
El Programa de Cuidado Responsable del Medio Ambiente® sigue siendo una herramienta fundamental para la industria química y petroquímica de Argentina. A través de este Programa, las empresas adheridas continúan evaluando, midiendo y mejorando su desempeño ambiental y social, con el objetivo de reducir el impacto de sus operaciones y contribuir al desarrollo sostenible del sector y el país.
El PCRMA® es una iniciativa de alcance global, presente en más de 70 países, y en Argentina está impulsado por la CIQyP®, se encuentra desarrollado, bajo diferentes nominaciones, por sus cámaras pares en nueve países de Latinoamérica y homologados por la República Federativa de Brasil y la República Oriental del Uruguay.
La Secretaría de Energía dispuso, a través de la Resolución 605/2025 una actualización a la suba del 0,53 % del precio del gas en el PIST ( Punto de Ingreso al Sistema de Transporte) a partir de enero para todos los usuarios de gas natural por red.
El incremento será facturado a los usuarios Nivel 1 (altos ingresos) en su costo pleno, en tanto que para los usuarios Nivel 2 y Nivel 3, (ingresos bajos y medios) se facturará contemplando en el cálculo el Consumo Base subsidiado, y el excedente a tarifa plena.
Esto mientras se aguarda que el gobierno active un nuevo esquema a la baja de subsidios a estos servicios públicos, focalizados en dos categorías: Con y Sin subsidio.
A modo de ejemplo, en el caso de la distribuidora en el AMBA, Metrogas, el precio del gas PIST pasará de 2,940 dólares por millón de BTU a U$S 2,956 el MBTU, tanto para usuario Residencial como Servicio General P (usos no domésticos en donde el cliente no tiene una cantidad contractual mínima).
Para ambos tipos de usuarios servidos por Naturgy BAN el nuevo precio del gas PIST es de U$S 2,997 el MBTU.
Energía explicó el incremento para el mes de enero de 2026 en el marco del “sendero de actualización de precios y tarifas del sector energético, en un contexto de notoria desaceleración inflacionaria, y con el objetivo de mantener dichos precios y tarifas en valores reales lo más constantes posibles, de acuerdo a lo instruido mediante los Decretos 55/23 (de emergencia energética), 1.023/24 y 370/25”.
Por otra parte, y a través de la Resolución 604/2025, Energía fijó, para el período comprendido entre el 1 de enero y el 30 de abril de 2026, nuevos Precios de Referencia de la Potencia (POTREF), Precio Estabilizado de la Energía (PEE) y el Precio Estabilizado de los Servicios Adicionales (PES) en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM).
El PEE junto con el POTREF, el PES y el Precio Estabilizado del Transporte (PET) son los que se deberán utilizar para su aplicación en los cuadros tarifarios de los Distribuidores.
Energía calcula que la incidencia a la suba en las facturas de los usuarios residenciales de electricidad, y también de gas por redes, será de entre 2,5 y 3 por ciento.
Por la misma resolución se estableció además una actualización del precios de la energía para el Mercado Eléctrico Mayorista del Sistema Tierra del Fuego (MEMSTDF).
Asimismo se establecieron para el mismo período los valores correspondientes a cada Distribuidor del MEM por el Servicio Público de Transporte de Energía Eléctrica en Alta Tensión y por Distribución Troncal.
En los considerandos de la R-604 se establece que, “a los efectos de un adecuado direccionamiento de los subsidios a la tarifa de los usuarios finales (Niveles 2 y 3), los volúmenes de energía eléctrica adquiridos a ser informados por los Agentes Prestadores del Servicio Público de Distribución de Electricidad deberán ser respaldados por los entes reguladores o autoridades locales con competencia en cada jurisdicción”.
La Secretaría de Energía, en la órbita del ministerio de Economía, estableció “adecuaciones” al “Plan de Reaseguro y Potenciación de la producción Federal de Hidrocarburos, el Autoabastecimiento interno, las Exportaciones, la Sustitución de Importaciones y la Expansión del sistema de Transporte para todas las cuencas hidrocarburíferas del país 2023-2028″- Plan Gas.Ar -aprobado en el año 2020- que, se indica, “serán de aplicación sólo para aquellos Productores Firmantes que adhieran a las mismas”.
Entonces, a través de la Resolución 606/2025 ya oficializada se establece que:
1) Los Productores Firmantes, suscriptores de acuerdos de provisión de gas natural con Energía Argentina S.A. (EA), destinados al abastecimiento de la demanda prioritaria de las prestadoras del servicio de distribución de gas natural, que decidan adherir, “deberán aceptar la cesión de los contratos de abastecimiento de gas natural a las distribuidoras respectivas”. El procedimiento de cesión de dichos contratos será determinado e instrumentado por EA dentro de los 30 días hábiles de la publicación de R-606.
Una vez perfeccionada la cesión, los productores percibirán mensualmente la porción del precio de inyección (PIST) a cargo del Estado Nacional por los volúmenes entregados a las distribuidoras, mediante el mecanismo de compensación establecido en los Puntos 62 y subsiguientes del Anexo al Decreto 892/20 y su modificatorio.
Antecedentes Cabe señalar que el Decreto 892/20 se refiere al “Plan de Promoción de la Producción del Gas Natural Argentino – Esquema de Oferta y Demanda 2020-2024″, una normativa para fomentar la producción, asegurar el autoabastecimiento interno y la sustitución de importaciones, estableciendo mecanismos de precios, compromisos de inyección por parte de productores y un marco para la coordinación entre productores y distribuidores, buscando la estabilidad del mercado energético nacional”.
El punto 62 establece un esquema para el Cálculo de las compensaciones y señala que cada Productor o Productora incorporado “presentará mensualmente a la Subsecretaría de Hidrocarburos, dentro de los 30 días calendario del último día hábil del mes siguiente al del período de inyección, las Declaraciones Juradas relativas a:
62.1 Su inyección total conforme su Compromiso de Inyección; 62.2 Sus ventas bajo el Compromiso de Entrega a cada segmento de la demanda y 62.3 El cálculo de la compensación resultante sobre la base de su propio análisis de precios, cantidades inyectadas y entregadas.
En un período no mayor a 20 días corridos posteriores a la presentación de las Declaraciones Juradas se emitirá una orden de Pago Provisorio equivalente al 85 % de la compensación calculada por el Productor o la Productora Firmante y presentada según el Punto 62.
Para acceder al Pago Provisorio mencionado, cada Productor o Productora Firmante deberá constituir un seguro de caución, mediante pólizas aprobadas por la Superintendencia de Seguros de la Nación, extendidas a favor de la Secretaría de Energía.
En caso de no constituirse la caución las compensaciones serán abonadas a partir de las Declaraciones Juradas, certificadas por auditor o auditora independiente.
La Subsecretaría de Hidrocarburos controla la información relativa a los volúmenes inyectados y declarados por cada Productor o Productora Firmante.
Puntos Clave del Decreto 892/2020:
Declaró de Interés Público nacional la promoción de la producción de gas natural argentino.
Objetivo: Lograr el autoabastecimiento energético, sustituir importaciones y expandir el sistema de transporte de gas.
Mecanismo: Creó un esquema de oferta y demanda para el período 2020-2024, con compromisos de inyección de gas por parte de los productores. Se prorrogó hasta 2028.
Roles: Facultó a la Secretaría de Energía para fijar precios en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST) y coordinar con distribuidores y productores.
Compromisos: Los productores firmantes se comprometieron a curvas de producción, y las distribuidoras a cubrir la demanda, con ajustes y controles.
Fue modificado por decretos posteriores, como el 730/2022, que aprobó un Plan de Reaseguro y Potenciación de la Producción.
Las Modificaciones o adecuaciones
La Resolucion 606 que acaba de entrar en vigencia establece que: 2) Los Productores Firmantes que adhieran a la resolución quedarán relevados del deber de informar en forma trimestral y con apertura mensual, el avance del Plan de Inversiones previsto en el Punto 11 del Decreto 892/20 , más allá de las tareas de control particularizadas que disponga la S.E..
“Ello, sin perjuicio de la obligación de ejecución de las inversiones comprometidas por los adjudicatarios, y de la facultad de la Autoridad de Aplicación de solicitar la información relativa al avance de dichas inversiones, de considerarlo necesario a los efectos de verificar su cumplimiento”, señala la resolución.
Lo dispuesto en el párrafo precedente no será de aplicación con relación a los compromisos de inversión asumidos en el marco de la Ronda 5.2 convocada mediante la Resolución S.E.770/2022, se aclara.
Asimismo, la nueva Resolución puntualiza que “A los efectos de la determinación del compromiso de inyección durante la vigencia del Esquema y para los Productores que adhieran a esta resolución, no será de aplicación -en las Rondas que corresponda- la división por CERO COMA SIETE (0,7) de la curva de producción, en los términos establecidos en el Punto 11 del Anexo al Decreto 892/20”.
El pago provisorio definido en el Anexo a dicho Decreto, “alcanzará al 90 % de la compensación calculada sobre la base de la Declaración Jurada presentada por cada Productor Firmante que haya adherido a esta resolución, respecto a sus entregas, para el mes que corresponda, conforme a lo establecido en los puntos 62. a 65 del citado Anexo.
El artículo 2 de la R-606 establece que en el proceso de cesión y/o asignación entre las prestadoras del servicio de distribución de gas natural y la CAMMESA de los volúmenes resultantes de la Ronda 4.2, según la adjudicación dispuesta será supervisada por el Ente ENARGAS.
El artículo 3 de la misma resolución establece que los Productores Firmantes interesados en adherir a las adecuaciones establecidas deberán remitir una nota de adhesión por el sistema de Trámites a Distancia (TAD) dirigida a la Secretaría de Energía, “dentro del plazo de 30 días hábiles administrativos desde la notificación de este acto”.”No se admitirán adhesiones parciales y/o sujetas a condicionamientos y/o reservas”.
Cumplido dicho plazo, la S.E. comunicará a Enarsa las adhesiones válidamente presentadas por los Productores Firmantes.
“Dentro del mismo plazo las empresas prestadoras del servicio público de distribución de gas interesadas en adherir, deberán remitir una nota de adhesión por el sistema TAD, no siendo admisibles adhesiones parciales y/o sujetas a condicionamientos y/o reservas”.
Expirado el plazo para que los productores y las prestadoras del servicio efectúen sus adhesiones, la S.E. comunicará a Enarsa el listado de empresas adherentes a los fines de que la citada empresa efectúe las adecuaciones o rescisiones contractuales, y publicará el citado listado en su sitio web.
Dentro de los 30 días hábiles desde la referida publicación los proveedores y las prestadoras del servicio público de distribución, o, en su caso los generadores o CAMMESA, de corresponder, deberán presentar los nuevos contratos ante la Secretaría y ante el ENARGAS.
La suba de tarifas será de 2,5% y el gobierno publicará un decreto para crear el nuevo esquema de subsidios que regirá desde enero.
La Secretaría de Energía, a cargo de María Tettamanti, publicó este martes los nuevos precios de la energía mayorista de la electricidad y el gas natural que regirán a partir del 1° de enero y que se trasladarán a los nuevos cuadros tarifarios para el verano. La suba es de 3,22% para la energía eléctrica y de 0,53% para el precio mayorista del gas. El impacto en las facturas finales será entre 2,5% y 3% en promedio, según indicaron fuentes del sector consultadas por EconoJournal.
También aumentó alrededor de 0,91% el precio del transporteen alta tensión. La cartera energética formalizó los incrementos a través de las resoluciones 604 y 605 publicadas este lunes en el Boletín Oficial.
El precio de la electricidad y el gas es uno de los tres componentes de las facturas de los usuarios residenciales, junto con el transporte y la distribución. El precio mayorista incide en alrededor de un 50% en la factura final de los hogares, mientras que el Valor Agregado de Distribución (VAD) pesa un 25% y el margen del transporte un 5%. A esto se suma un 20% de los impuestos.
Según confirmaron a EconoJournal fuentes oficiales, el gobierno publicará esta semana un decreto simple para crear el nuevo esquema de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF). Una formalidad que necesita el Ejecutivo para implementar el nuevo diseño de subvenciones estatales que comenzará a regir a partir del 1° de enero.
Subsidios Energéticos Focalizados
El gobierno eliminó la segmentación tarifaria que dividía en tres categorías a los usuarios residenciales y a partir de enero estrenará el nuevo esquema de SEF, que tendrá dos grupos: los hogares con y sin subvenciones estatales.
El nuevo esquema prevé para el verano que los hogares de altos ingresos (Nivel 1) empiecen a pagar el precio pleno de la energía. A aquellos hogares que permanezcan dentro del universo subvencionado (Nivel 2 y 3) se les subsidiará un bloque de consumo de 300 kilowatt por hora (KWh) por mes, que es un promedio entre lo que se les bonifica hoy en día a los hogares N2 (350 KWh) y N3 (250 KWh). Si consumen por encima de ese volumen protegido deberán pagar el precio pleno de la energía.
El porcentaje del precio que cubrirá el Estado no será fijo. A lo largo de 2026 se aplicará un sendero decreciente de subsidios para los hogares alcanzados por el nuevo esquema SEF. En enero, el Tesoro cubrirá alrededor del 75% del Precio Estacional de la Energía Eléctrica (PEST) y del precio del gas en el punto de ingreso al sistema (PIST). Con el transcurso de los meses irá bajando hasta llegar a un 50% hacia diciembre de 2026, según estima la Secretaría de Energía.
Precio de la electricidad para el verano
La suba del Precio Estacional de la Energía Eléctrica (PEST) será de 3,88% para el período estival que va del 1° de enero al 30 de abril. La suba se trasladará a los cuadros tarifarios de los usuarios residenciales.
De este modo, el precio mayorista de la energía pasó de 60.184 pesos por MWh ($/MWh) a 62.519 $/MWh en la hora pico, mientras que en el horario denominado valle el salto es de 57.887 $/MWh a 60.133 $/MWh. A estos precios se les aplicará la bonificación y los topes de consumo subsidiado para los hogares subvencionados.
En la misma resolución 604 la cartera que dirige Tettamanti actualizó los nuevos valores del precio de transporte de energía eléctrica en alta tensión para cada distribuidora del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM).
Por ejemplo, los Precios Estabilizados de Transporte (PET) en Edelpa, la distribuidora de la localidad de La Plata, y Edenor y Edesur en el AMBA, que concentran la mayor cantidad de usuarios del país, aumentaron de 9.537 $/MWh a 9.624 $/MWh.
La Secretaría de Energía aumentó el precio mayorista de la energía eléctrica entre el 1° de enero y el 30 de abril.
Precio del gas para el verano
El aumento de alrededor de 0,53% del precio del gas en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST) se trasladarán a los cuadros tarifarios a partir del 1° de enero en las facturas finales. Por ejemplo, en el caso de Metrogas, que distribuye en el AMBA, el precio del gas pasará de 2,940 dólares por millón de BTU (US$/MMBTU) a 2,956 US$/MMBTU.
Para Camuzzi Gas del Sur, el precio PIST en la provincia de Neuquén saltará de 2,991 US$/MMBTU a 3,007 US$/MMBTU y para Litoral Gas en la provincia de Santa Fe el precio subirá de 2,961 US$/MMBTU a 2,977 US$/MMBTU.
La Secretaría de Energía aumentó el precio mayorista del gas natural a partir del 1° de enero.
Genneia, empresa líder en generación de energías renovables en Argentina, anunció la entrada en operación anticipada de 140 MW del Parque Solar San Rafael, ubicado en la provincia de Mendoza, uno de los desarrollos solares más relevantes del país.
Con una capacidad instalada de 180 MW y una inversión de U$S 180 millones, este proyecto consolida el rol de Mendoza en el desarrollo de infraestructura energética eficiente y sustentable, destacó la compañía.
El Parque Solar San Rafael cuenta con 400.000 paneles solares, abasteciendo de energía competitiva y limpia a clientes bajo el marco regulatorio del Mercado a Término de Energía Renovable (MATER). La producción del parque equivale al consumo eléctrico de aproximadamente 135.000 hogares. Esta capacidad lo convierte en un referente de la generación solar a gran escala.
Este parque es el tercero de Genneia en Mendoza y se emplaza en un predio de 500 hectáreas en el distrito de 25 de Mayo. Durante su etapa de construcción, el proyecto generó empleo para más de 300 personas y dinamizó la economía regional.
La ministra de Energía y Ambiente de Mendoza, Jimena Latorre, destacó que “la entrada en operación del Parque Solar San Rafael es un hito clave para la matriz energética de Mendoza. Este tipo de proyectos refuerzan nuestro posicionamiento como una provincia comprometida con el desarrollo sostenible y la atracción de inversiones estratégicas”.
Por su parte, Bernardo Andrews, CEO de Genneia, señaló “la puesta en marcha del Parque Solar San Rafael representa un paso fundamental en nuestra estrategia de crecimiento. Este proyecto demuestra que es posible desarrollar infraestructura energética de gran escala, con impacto positivo en el ambiente y en las economías regionales, acompañando la demanda creciente de energía competitiva de la industria argentina”.
Con la entrada anticipada del Parque Solar San Rafael, Mendoza se consolida como un polo estratégico para la generación de energía competitiva y limpia en el país. La presencia de Genneia en la provincia alcanza, hasta el momento, una inversión superior a los U$S 400 millones y suma 410 MW de capacidad instalada destinados al Mercado a Término de Energías Renovables.
Se estima que esta capacidad se incrementará en 40 MW adicionales durante el primer trimestre de 2026, una vez que el Parque San Rafael obtenga la habilitación comercial completa.
Este hito destaca las sinergias entre el sector público y privado para optimizar el uso de los recursos energéticos, reducir emisiones y fortalecer la competitividad del sistema productivo nacional, se destacó.
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, consolidando su liderazgo en el sector.
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 I, II y III, Sierras de Ullum, Tocota III, Malargüe I— más Anchoris y la reciente incorporación de San Rafael (140 MW), Genneia alcanza un total de 630 MW de capacidad instalada en el rubro.
El nuevo modelo de concesión de obra prevé que el financiamiento corra por cuenta de los privados.
El Poder Ejecutivo oficializó este lunes un cambio estructural en la gestión de la infraestructura energética al habilitar el régimen de concesión de obra para la ampliación del sistema de transporte de electricidad. Si bien la medida ya era contemplada por la Ley de Bases, requería un decreto reglamentario correspondiente.
La normativa recupera las atribuciones de la Ley 17.520, sancionada en 1967 pero que fue modificada a lo largo de los años, especialmente en los 90, y la Ley 24.095 que dispone el régimen legal del sector de energía eléctrica. La figura de concesión de obra pública, a diferencia de los proyectos que se realizan con partidas presupuestarias del Tesoro nacional, prevé que el financiamiento lo aporten los privados como principal diferencia al modelo vigente en los últimos años.
El Decreto 921/2025 publicado en el Boletín Oficial, «tiene como objetivo mitigar riesgos de cortes de suministro, robustecer la red eléctrica nacional y resolver cuellos de botella estructurales que hoy limitan el transporte de energía desde los centros de generación hacia los centros de consumo. Una condición indispensable para mejorar la confiabilidad del sistema, acompañar el crecimiento de la demanda y permitir el desarrollo de nueva generación», explicó la Secretaría de Energía.
El decreto establece que las obras de ampliación del transporte eléctrico definidas como prioritarias en la Resolución 715 de julio último, se llevarán adelante mediante licitaciones públicas nacionales e internacionales, bajo el marco de la Ley de Concesión de Obra. Este esquema permite que el sector privado construya, opere y mantenga la infraestructura, sin comprometer recursos fiscales directos, garantizando previsibilidad jurídica y sostenibilidad económica.
La medida se da a conocer después de que la semana pasada el Gobierno oficializó la privatización del capital accionario de Transener, una empresa estratégica dentro del sector energético porque monopoliza la operación del sistema de líneas de alta tensión, que permanece en manos del Estado. Por medio de la Resolución 2090 del Ministerio de Economía avanzó con el proceso de venta del 50% de Citilec, la sociedad controlante de Transener, que está en poder de Enarsa.
Cómo se ampliará la red de transporte
Mediante la nueva norma, como parte del proceso de desregulación del mercado eléctrico, se fundamenta que se logrará así el desarrollo de inversiones bajo un esquema que, según los considerandos «otorga garantías a los concesionarios en términos de la remuneración, variación de las condiciones contractuales, el mantenimiento del equilibrio de la ecuación económico-financiera».
La medida se fundamenta en «la necesidad de optimizar los servicios del Estado, el fin de reducir el gasto público y, adicionalmente, posibilitar la inversión privada en obras tales como las ampliaciones del sistema de transmisión de energía eléctrica».
Según el decreto, el sistema de transporte y distribución en la Argentina se encuentra bajo una emergencia declarada originalmente en 2023 y prorrogada hasta el 9 de julio de 2026, por lo cual el Ejecutivo determinó que las ampliaciones del Sistema Argentino de Interconexión (SADI) se realicen bajo la modalidad de «libre iniciativa y al propio riesgo de quien la ejecute».
El articulado señala que el concesionario no solo construirá, sino que «llevará a cabo la operación y mantenimiento de las obras de ampliación bajo supervisión de la transportista, a cuyos efectos el concesionario asumirá el rol de Transportista Independiente«. Este esquema busca, según los fundamentos, «alentar la realización de inversiones privadas en producción, transporte y distribución, asegurando la competitividad de los mercados donde sea posible».
Desrulación del Mercado Eléctrico
El Gobierno considera este paso como una pieza central para normalizar el sector. En el comunicado oficial que acompaña la medida, la Secretaría de Energía sostiene que la ejecución de obras prioritarias mediante concesión es una «condición indispensable para mejorar la confiabilidad del sistema, acompañar el crecimiento de la demanda y permitir el desarrollo de nueva generación«.
Al respecto, el ministro de Economía, Luis Caputo, a través de su cuenta en X reforzó que el esquema de concesión de obra «permitirá que el sector privado construya, opere y mantenga la infraestructura, sin comprometer recursos fiscales, garantizando previsibilidad jurídica y sostenibilidad económica«, lo cual permitiría destrabar inversiones que el Ejecutivo califica como largamente postergadas.
El Gobierno busca avanzar con obras clave para el sistema eléctrico.
El decreto también establece en su articulado un esquema de responsabilidades compartidas entre las carteras económicas. Mientras que el Ministerio de Economía mantendrá su jerarquía como autoridad de aplicación de los contratos de concesión, ejerciendo la supervisión y el control sobre el cumplimiento de los mismos, se delegan en la Secretaría de Energía facultades críticas para la operatividad del plan.
Se especifica, en el caso de la Secretaría, la potestad de aprobar los pliegos de bases y condiciones generales, particulares y de especificaciones técnicas, efectuar la convocatoria a Licitación Pública Nacional e Internacional para las obras identificadas como prioritarias y organizar la Comisión Evaluadora, calificar a los oferentes y dictar el acto administrativo de adjudicación.
Entre los proyectos específicos que la normativa pone en marcha se destacan el sistema “AMBA I”, la “Línea 500 kV Río Diamante – Charlone – O´Higgins” y la “Línea 500 kV Puerto Madryn – Choele Choel – Bahía Blanca”, que fueron oportunamente declaradas como prioritarias entre más de una decenas de proyectos de ampliación.
Genneia, la principal compañía generadora de energía eólica y fotovoltaica del país, anunció la entrada en operación anticipada de 140 MW del Parque Solar San Rafael. Se trata del tercer parque solar que la empresa pone en marcha en Mendoza y que viene a completar un plan de inversión de US$ 400 millones en la provincia cuyana.
La empresa adelantó el comienzo de generación de 140 de los 180 MW de capacidad instalada que tendrá el parque solar San Rafael. El proyecto demandó una inversión de 180 millones de dólares.
Ubicado en un predio de 500 hectáreas en el distrito de 25 de Mayo, el parque solar San Rafael cuenta con 400.000 paneles solares, abasteciendo de energía competitiva y limpia a clientes privados en el Mercado a Término de Energía Renovable (MATER). La producción del parque equivale al consumo eléctrico de aproximadamente 135.000 hogares.
La ministra de Energía y Ambiente de Mendoza, Jimena Latorre, destacó la relevancia del proyecto. “La entrada en operación del Parque Solar San Rafael es un hito clave para la matriz energética de Mendoza. Este tipo de proyectos refuerzan nuestro posicionamiento como una provincia comprometida con el desarrollo sostenible y la atracción de inversiones estratégicas”, dijo Latorre.
San Rafael es el tercer parque solar inaugurado por Genneia en Mendoza.
Genneia, líder en energías renovables en la Argentina
La presencia de Genneia en Mendoza alcanza hasta el momento una inversión superior a los US$ 400 millones y suma 410 MW de capacidad instalada. Los proyectos ejecutados en la provincia refuerzan el liderazgo de la compañía en generación renovable en el país.
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 1540 MW.
La entrada en operación adelantada de los 140 MW del parque solar San Rafael eleva la capacidad instalada total de energía solar de Genneia a 630 MW. Se estima que esta capacidad se incrementará en 40 MW adicionales durante el primer trimestre de 2026, una vez que el Parque San Rafael obtenga la habilitación comercial completa.
El CEO de Genneia, Bernardo Andrews, celebró el ingreso en operación del tercer parque solar en Mendoza. “La puesta en marcha del Parque Solar San Rafael representa un paso fundamental en nuestra estrategia de crecimiento. Este proyecto demuestra que es posible desarrollar infraestructura energética de gran escala, con impacto positivo en el ambiente y en las economías regionales, acompañando la demanda creciente de energía competitiva de la industria argentina”, destacó.
El Gobierno Nacional procura avanzar con el Plan Nacional de Ampliación del Sistema de Transporte de Energía Eléctrica, habilitando la ejecución de obras prioritarias mediante el régimen de concesión de obra, con participación de inversión privada.
Al respecto se publicó el Decreto 921/2025, “que tiene como objetivo mitigar riesgos de cortes de suministro, robustecer la red eléctrica nacional y resolver cuellos de botella estructurales que hoy limitan el transporte de energía desde los centros de generación hacia los centros de consumo”, se comunicó.
“Se trata de una condición indispensable para mejorar la confiabilidad del sistema, acompañar el crecimiento de la demanda y permitir el desarrollo de nueva generación”, argumentó la Secretaría de Energía, en la órbita del ministerio de Economía. El decreto establece que las obras de ampliación del transporte eléctrico definidas como prioritarias en el Plan Nacional se llevarán adelante mediante licitaciones públicas nacionales e internacionales, bajo el marco de la Ley de Concesión de Obra.
“Este esquema permite que el sector privado construya, opere y mantenga la infraestructura, sin comprometer recursos fiscales directos, garantizando previsibilidad jurídica y sostenibilidad económica”, se indicó.
En los considerandos del decreto ya oficializado se hace referencia a la resolución de la S.E 311/25 que instruyó a la Subsecretaría de Energía Eléctrica para elaborar un nuevo apartado del “Reglamento de Acceso a la Capacidad Existente y Ampliación del Sistema de Transporte de Energía Eléctrica”, conforme lo previsto en la resolución del Ministerio de Economía 715/25.
Asimismo, en la R-311/25 se instruyó a la Subsecretaría para que, en base a lo previsto por la Ley 17.520/67 (de Obras Públicas) elabore el Pliego de Bases y Condiciones Generales (PBCG), los Pliegos de Bases y Condiciones Particulares (PBCP), el Pliego de Especificaciones Técnicas (PET), y el modelo de contrato de concesión de obra pública con el objeto de contratar la construcción, operación y mantenimiento de las Obras de Ampliación del Sistema de Transmisión de Energía Eléctrica “AMBA I”, “Línea 500 kV Río Diamante – Charlone – O´Higgins” y “Línea 500 kV Puerto Madryn – Choele Choel – Bahía Blanca”.
La Ley 17.520 habilita entonces la realización de obras públicas mediante su concesión a particulares, sociedades mixtas o entes públicos, por el cobro de tarifas o peaje (a los usuarios del servicio).
Desde la Secretaría a cargo de María Tettamanti se indicó que es intención activar la licitación para las obras contempladas en el “AMBA I” en el curso del primer cuatrimestre de 2026.
Asimismo, el decreto ahora activado delega en la Secretaría de Energía del Ministerio de Economía de la Nación la ejecución del proceso licitatorio, incluyendo la aprobación de pliegos, la convocatoria, la evaluación de ofertas y la adjudicación de los contratos, mientras que el Ministerio de Economía actuará como autoridad de aplicación y control.
“Con esta medida, el Gobierno avanza en la normalización del sector eléctrico, crea las condiciones para destrabar inversiones largamente postergadas y fortalece un sistema de transporte que es clave para la seguridad energética, el desarrollo productivo y la reducción de restricciones que afectan a usuarios, industrias y regiones del país”, señaló Economía.
Durante el año 2025, los precios de los combustibles en Argentina acumularon un incremento superior al 40%, un porcentaje que superó ampliamente la inflación anual estimada en torno al 30%. Esta suba obedeció a una combinación de factores tanto locales como internacionales, entre ellos la evolución del tipo de cambio, el aumento de impuestos y el alza en los costos de los biocombustibles.
Un informe de Montamat & Asociados detalla que “en los surtidores los precios acumularon un incremento mayor al 40% durante el año 2025, superando la inflación acumulada, aunque también esto estuvo influenciado por la volatilidad del mercado”.
La política de ajuste de precios según la demanda, la ubicación geográfica y el horario se mantuvo vigente, especialmente en la red de estaciones de servicio de YPF, lo que generó variaciones semanales e incluso diarias en los valores al público. En diciembre, el ajuste mensual a nivel nacional superó el 4%.
El mismo reporte señala que los aumentos buscaban compensar distintas subas de costos: tipo de cambio (+41%), biodiesel (+67%), bioetanol (+37%) e impuestos a los combustibles (+52%), resultando en incrementos por encima de la inflación oficial del 31%.
Tras estas subas, los precios de los combustibles quedaron levemente por encima de sus paridades de importación. En diciembre, la nafta grado 2, correspondiente a productos premium, se ubicó en promedio un 9% por encima de su paridad nacional, mientras que el gasoil se mantuvo casi en paridad, con un precio apenas superior en menos del 1%.
Este contexto llevó a YPF a anunciar una reducción del 2% en los precios de combustibles. Horacio Marín, presidente y CEO de la petrolera, explicó que la estrategia consiste en aplicar ajustes graduales: “Todos los días un poquito, no en todos los lados iguales”. La empresa aclaró que las modificaciones no responden solo a la cotización internacional del petróleo, sino también a la evolución del tipo de cambio, los impuestos y los precios regulados de los biocombustibles.
Al analizar la suba de diciembre, Daniel Dreizzen, director de Aleph Energy, señaló que los precios de los combustibles habían quedado rezagados frente a la devaluación acumulada desde julio y que probablemente las empresas postergaron los aumentos hasta luego del proceso electoral.
Por su parte, Juan José Carbajales, titular de la consultora Paspartú, destacó que el precio de los combustibles depende de cuatro factores principales: la baja del petróleo que actuó como ancla (el Brent cayó cerca de 10 dólares por barril), la mayor devaluación tras el cambio al esquema de bandas cambiarias, la liberación de impuestos congelados y el aumento en el costo de los biocombustibles. El resultado fue un alza por encima de la inflación y precios más altos medidos en dólares.
De cara a 2026, Montamat & Asociados advirtió que la caída del precio internacional del crudo por debajo de los 64 dólares por barril en el último trimestre de 2025 tiene dos efectos para Argentina: por un lado, reduce presiones sobre los precios locales y favorece la convergencia con referencias internacionales; pero por otro, una expectativa de precios por debajo de 55 dólares en 2026 podría afectar la viabilidad de proyectos con mayores costos, como los yacimientos marginales.
Para mantener el perfil exportador y el desarrollo intensivo, la consultora destacó la necesidad de reducir costos, innovar y aumentar la productividad para sostener la competitividad. En este marco, los analistas coinciden en que el orden macroeconómico es clave: una inflación en descenso y estabilidad sostenida favorecerán la reducción del riesgo país, facilitarán el acceso al financiamiento y abaratarán su costo.
Además, las reformas estructurales que se debatan en el Congreso en materia laboral, impositiva y previsional serán decisivas para la competitividad del desarrollo de Vaca Muerta y del sector energético en general.
En medio del calor extremo y de los cortes de luz en varios hogares del país por el alto consumo de energía, el Gobierno dio un paso para avanzar con el Plan Nacional de Ampliación del Sistema de Transporte de Energía Eléctrica, al habilitar la ejecución de obras prioritarias mediante el régimen de concesión de obra, con participación de inversión privada.
Así lo estableció este lunes en el Decreto 921/2025, que tiene como objetivo mitigar riesgos de cortes de suministro, robustecer la red eléctrica nacional y resolver cuellos de botella estructurales que limitan el transporte de energía desde los centros de generación hacia los centros de consumo.
La decisión había sido comunicada a fines de mayo por el vocero presidencial, Manuel Adorni, quien dijo que la inversión de US$6600 millones sería para financiar 17 obras “prioritarias”, las cuales serán concesionadas a empresas privadas. El plan incluye la incorporación de 5610 nuevos kilómetros de líneas de transporte eléctrico.
El decreto establece que las obras de ampliación del transporte eléctrico definidas como prioritarias se llevarán adelante mediante licitaciones públicas nacionales e internacionales, bajo el marco de la Ley de Concesión de Obra. Este esquema permite que el sector privado construya, opere y mantenga la infraestructura, sin comprometer recursos fiscales directos, garantizando previsibilidad jurídica y sostenibilidad económica.
Asimismo, la norma delega en la Secretaría de Energía del Ministerio de Economía de la Nación la ejecución del proceso licitatorio, incluyendo la aprobación de pliegos, la convocatoria, la evaluación de ofertas y la adjudicación de los contratos, mientras que el Ministerio de Economía actuará como autoridad de aplicación y control.
Con esta medida, el Gobierno dijo que avanzará en la normalización del sector eléctrico, creando las condiciones para destrabar inversiones largamente postergadas y fortaleciendo un sistema de transporte que es clave para la seguridad energética, el desarrollo productivo y la reducción de restricciones que afectan a usuarios, industrias y regiones del país.
Muchos de esos trabajos, se informó en su momento, impactarán en la provincia de Buenos Aires. Tal es el caso del proyecto AMBA I + STATCOM Ezeiza, el AMBA II + STATCOM Rodríguez, la línea 500 kV Vivoratá – Plomer, la línea 500 kV Plomer – O´Higgins y la línea 500 kV Puerto Madryn – Choele Choel – Bahía Blanca.
El gobierno de Israel, a través de su canciller Gideon Sa’ar, se pronunció para despegarse de las operaciones de la empresa israelí Navitas Petroleum en el yacimiento marítimo de las Islas Malvinas, que había generado rechazo por parte de Argentina. Sa’ar subrayó que se trata de una “empresa privada” y enfatizó que la soberanía sobre la zona está en disputa entre Argentina y el Reino Unido.
En contraste con posturas previas, el ejecutivo de Benjamín Netanyahu reconoció el conflicto territorial y mantuvo una posición diferenciada respecto a la iniciativa. Sa’ar destacó además que Israel mantiene relaciones especiales con Argentina, bajo la administración del presidente Javier Milei, y manifestó su pesar por la complicada situación que esto ha generado en el país sudamericano.
El gobierno israelí expresó su esperanza de que la controversia entre Argentina y Reino Unido se resuelva mediante el diálogo y por medios pacíficos.
Por su parte, la Cancillería argentina rechazó la autorización otorgada por el gobierno isleño a una empresa británica para explotar petróleo en el yacimiento Sea Lion, calificando el proyecto y a las compañías involucradas como ilegítimos e ilegales. Además, advirtió que tomará medidas administrativas, legales y judiciales conforme al derecho internacional contra quienes participen o faciliten dichas actividades.
El proyecto está a cargo de Rockhopper Exploration Plc, del Reino Unido, y Navitas Petroleum Development and Production Limited, de Israel. La primera fase del Programa de Desarrollo del Área Norte del yacimiento implica una inversión de US$2100 millones. Este plan nació tras el anuncio del descubrimiento de un “yacimiento de clase mundial” hace casi diez años, y prevé iniciar la extracción a partir de 2028.
El yacimiento se ubica en la Cuenca Malvinas Norte, frente a las costas de las islas. Desde la cartera argentina dirigida por Pablo Quirno indicaron que las empresas no cuentan con los permisos otorgados por la autoridad competente del país para desarrollar estas operaciones. También advirtieron sobre la gravedad del proyecto, que permitiría explotar recursos no renovables con “efectos futuros potencialmente irreversibles”.
Argentina recordó que cualquier exploración y explotación unilateral de recursos naturales renovables y no renovables en áreas en disputa de soberanía contraviene la Resolución 2065 (XX) y otras normas de la Asamblea General de Naciones Unidas y del Comité Especial de Descolonización, que reconocen la disputa territorial entre Reino Unido y Argentina.
La referencia a normativas isleñas apunta a la Ordenanza de Minerales Offshore de 1994, que faculta al gobernador designado por Reino Unido a otorgar licencias para producción en aguas bajo control de las islas.
Rockhopper informó que su directorio aprobó la inversión para la Fase 1, decisión tomada por Navitas Petroleum, su socia y operadora, y que cuenta con todas las autorizaciones necesarias. El gobierno isleño, a su vez, autorizó el programa de desarrollo para las fases 1 y 2, y las licencias avanzaron a la etapa de explotación, con una duración prevista de 35 años o más.
Desde el gobierno argentino calificaron estas acciones como “unilaterales e ilegítimas” y contrarias a la Resolución 31/49 de la Asamblea General, que pide abstenerse de modificar la situación mientras las Islas se encuentran bajo proceso de negociación según las resoluciones de Naciones Unidas. También señalaron que estas medidas violan el ordenamiento jurídico nacional.
El Ministerio argentino recordó que tanto Rockhopper como Navitas han sido sancionadas previamente: Rockhopper fue declarada clandestina y sus actividades ilegales en 2012, y un año después fue inhabilitada para operar en Argentina por 20 años. Navitas recibió sanciones similares en 2022 por operar sin autorización en territorio argentino.
Finalmente, el gobierno argentino reafirmó que no reconoce “competencia ni jurisdicción a ninguna autoridad distinta de la propia para establecer las condiciones que habiliten actividades vinculadas a hidrocarburos en las áreas mencionadas”.
El Gobierno autorizó el llamado a concurso público nacional e internacional para la venta de las acciones que la estatal Enarsa posee en la Compañía Inversora en Transmisión Eléctrica (Citelec), controlante de Transener, la principal compañía de transporte eléctrico del país.
La medida se oficializó días atrás con la resolución 2090, publicada en el Boletín Oficial. El Ejecutivo podría recaudar unos US$200 millones por la venta de acciones dado el valor de mercado de la transportadora.
El Gobierno Nacional puso en marcha la licitación para vender las acciones de ENARSA en la empresa Citelec, controlante de Transener.
Con la privatización de la mayor transportadora eléctrica, estamos avanzando para que el privado vuelva a ser protagonista de la economía. pic.twitter.com/zknmjSI3ow
Los operadores interesados en adquirir las acciones de Transener tendrán tiempo hasta el 23 de marzo de 2026 para presentar sus ofertas, mediante la plataforma CONTRAT.AR. En tanto, las consultas por el pliego estarán habilitadas hasta el 13 de marzo.
Citelec posee el 52,65% del capital accionario de Transener, lo que incluye la totalidad de las acciones clase A (51%) y un 1,65% de las acciones clase B.
La firma Transener tiene a su cargo la operación y el mantenimiento de 15.000 kilómetros del sistema de extra alta tensión de 500 kV. Además, opera el 85% de la red y supervisa el 15% restante.
Enarsa fue creada por la Ley 25.943 con el objetivo de realizar la exploración y explotación de los yacimientos de hidrocarburos sólidos, líquidos y gaseosos junto al transporte, el almacenaje, la distribución, la comercialización e industrialización de estos productos y sus derivados.
YPF Luz puso en marcha los primeros 100MW del Parque Solar El Quemado en Mendoza, el proyecto fotovoltaico más grande del país y el séptimo desarrollo renovable de la compañía. Con esta habilitación, YPF Luz duplica su capacidad instalada de energía solar, que ahora alcanza los 200 MW, consolidando un avance decisivo en la expansión de la generación renovable en Argentina, y alcanza una capacidad instalada total de 3,5MW.
El martes pasado, el Parque Solar El Quemado recibió la habilitación comercial de CAMMESA para operar los primeros 100 MW. Esto indica que el parque ya está operativo e inyectará la energía generada al SADI (Sistema Argentino de Interconexión).
El parque alcanzará una capacidad instalada total de 305 MW, que se incorporarán de manera escalonada hasta completar su puesta en marcha en el primer semestre de 2026. Con una inversión aproximada de USD 210 millones, el proyecto ya supera el 80% de avance en su construcción.
Este hito en la construcción llega después de superar con éxito todas las pruebas correspondientes, previas a la habilitación comercial. A principios de diciembre, se realizó la energización del parque, es decir, la conexión de la nueva estación transformadora El Quemado al SADI. Esta vinculación a la red inició la fase de comisionado, en conjunto a una serie de pruebas funcionales que fueron la antesala a la puesta en servicio y generación de energía.
“La puesta en marcha de esta primera etapa del Parque Solar El Quemado refleja nuestro compromiso con el desarrollo de la matriz energética del país. Cerramos el año cumpliendo con este gran hito, que abastecerá de energía renovable a las diferentes industrias argentinas. Este paso nos motiva a ir por más y a seguir desafiándonos en 2026 para acompañar el desarrollo de la industria argentina”, expresó Martín Mandarano, CEO de YPF Luz.
Características Técnicas de El Quemado
Ubicación: departamento de Las Heras, a 53 km de la ciudad de Mendoza.
Factor de capacidad estimado: 31,4%.
Potencia instalada: 305 MW.
Inversión: USD 210 millones aprox.
511.000 paneles fotovoltaicos bifaciales.
Plazo total de construcción: 18 meses. La obra inició en enero de 2025.
Empleo en etapa de obra: más de 400 personas en el pico de obra.
87% empleos locales en etapa de obra.
Superficie: más de 600 hectáreas.
Interconexión: se conecta al Sistema Argentino de Transporte Eléctrico (SADI) a través de una nueva estación transformadora de 220/33kV.
Beneficio energético: generará energía equivalente al consumo de más de 233.000 hogares argentinos, es decir, suficiente para cubrir la demanda de todos los hogares de la Ciudad de Mendoza, y de los departamentos de Las Heras y Levalle.
Desde la semana pasada se encuentra en operación el nuevo transformador de la Estación Transformadora (ET) Río Colorado, mejorando la capacidad de abastecimiento local. El equipo anterior quedó en reserva para reforzar la respuesta ante contingencias.
Con esta incorporación, la Provincia de Río Negro consolida una mejora concreta en el sistema de transporte y transformación de energía para acompañar el crecimiento de la demanda en la localidad y su zona de influencia.
En paralelo, el transformador que abastecía previamente a Río Colorado quedó en condición de reserva/guardia, sumando respaldo operativo para responder con mayor rapidez ante eventuales incidencias del sistema y aportar continuidad del servicio.
La puesta en funcionamiento del nuevo equipamiento impacta de manera directa en la vida cotidiana de las y los usuarios residenciales, comercios, pymes y actividades productivas que dependen de un suministro eléctrico estable, especialmente en períodos de mayor consumo. El objetivo es sostener un servicio más confiable ante picos de demanda y reducir riesgos de sobrecarga.
Si bien el transformador ya está operativo, restan intervenciones complementarias en el sistema eléctrico local orientadas a mejorar la calidad del servicio. Estas tareas se encuentran en ejecución y estarán finalizadas en las próximas semanas, con foco en optimizar el desempeño de la red y fortalecer la atención en el área de influencia de Río Colorado.
Estas acciones forman parte del plan de fortalecimiento del sistema eléctrico provincial, con obras que se traducen en mejoras medibles para la comunidad. En esa línea, el Gobierno de Río Negro sostiene una agenda de inversión y trabajo técnico para dar respuesta a necesidades reales: más capacidad, más respaldo y mejores condiciones de servicio para las familias rionegrinas.
JA Solar consolida su posición en la región, alcanzando el top-3 de fabricantes fotovoltaicos a nivel global. Y ahora apuesta por una diversificación estratégica al entrar de lleno al negocio del almacenamiento energético.
“En Chile tenemos una participación del mercado este año de entre el 22% y el 24%, así que somos uno de los principales fabricantes en market share”, afirmó Marcos Donzino, Head of Sales South LATAM de JA Solar, durante el encuentro Future Energy Summit (FES) Chile.
“Y como fabricante de paneles, se da como un proceso casi natural que incursionemos en storage, ya que sabemos que una una matriz energética con gran grado de penetración de renovables viene de la mano también de almacenamiento”, agregó.
De ese modo, el ejecutivo anticipó una nueva etapa con el lanzamiento oficial de JA Energy Storage, la nueva unidad de negocio enfocada en ofrecer sistemas integrados de generación y almacenamiento.
La compañía dio a conocer recientemente su solución PV + BESS, que combina módulos fotovoltaicos TOPCon con sistemas de baterías contenerizadas para utility scale de 5 MWh, y una gama de productos para el segmento comercial e industrial, adaptados a las necesidades locales.
La nueva línea busca entregar una solución integral bajo una sola marca, lo que reduce fricciones técnicas y financieras en el diseño de proyectos renovables.
Desde JA Solar consideran que el desarrollo del almacenamiento es una extensión natural del avance renovable. Según su visión, este tipo de tecnologías ya no son una promesa futura, sino un componente necesario para alcanzar la rentabilidad de los proyectos.
“La incorporación de este tipo de tecnología a nivel sectorial lo veo más como una dinámica propia del mercado, donde todos tienen que buscar ser más eficientes para llegar a tener un proyecto rentable”, indicó el especialista.
El almacenamiento se presenta además como una respuesta técnica y costo eficiente a los cuellos de botella en transmisión, ya que permite aliviar inversiones de transmisión con soluciones de corto y mediano plazo rápidas de instalar y costo eficientes. .
“Además, se encontrarán aplicaciones de storage con distintas funciones, pero a su vez es bueno porque implican nuevas oportunidades de inversión y de hacer negocios, de tener ingresos que pueden ir desde peak shaving, soporte de red, entre otras funciones”, confió durante FES Chile ante más de 400 líderes de la industria renovable y BESS.
A nivel sectorial, JA Solar anticipa una dinámica de competencia creciente que presionará los precios y eficiencia de los productos, tal como sucedió con los paneles solares. Por lo que bajo esa mirada, de cara al futuro, Donzino proyecta que el almacenamiento recorrerá una trayectoria similar.
Sin embargo, subrayó que este avance debe acompañarse con marcos regulatorios claros, “evitar que haya grises en la ley” a fin de que las inversiones puedan realizarse de manera previsible y manteniendo claridad de la transición energética.
Con este movimiento estratégico, JA Solar se propone liderar el desarrollo de soluciones integradas de generación y almacenamiento en América Latina, apalancando su experiencia tecnológica y su posicionamiento comercial para facilitar proyectos renovables más rentables, eficientes y financieramente viables.
La promoción contempla un tope de reintegro de $4.500, con un límite de dos transacciones mensuales por usuario
Puma Pris, la app de beneficios de Puma Energy, suma un nuevo beneficio para este verano: a partir del domingo 4 de enero y hasta el 28 de febrero los usuarios podrán acceder a un 10% de descuento los domingos pagando exclusivamente con Dinero en Cuenta de Mercado Pago.
La promoción contempla un tope de reintegro de $4.500, con un límite de dos transacciones mensuales por usuario, y aplica en cargas de nafta Súper, Premium e Ion Diesel. El reintegro será realizado directamente en las cuentas de Mercado Pago de los usuarios.
El descuento
Además del descuento, todas las cargas realizadas bajo esta modalidad duplican los puntos Puma Pris, que luego pueden canjearse por descuentos en combustibles de entre $2.000 y $20.000, reforzando así el ahorro total para los usuarios.
“Gracias a la alianza con Mercado Pago, seguimos ampliando los beneficios de Puma Pris. Sumamos los domingos a los descuentos ya vigentes de los miércoles y viernes, con el objetivo de ofrecer soluciones simples, concretas y pensadas para cuidar el bolsillo de nuestros usuarios”, señaló Lucas Smart, gerente de Marketing de Puma Energy.
“De esta manera, Puma Pris consolida su propuesta de valor durante la temporada de verano, combinando descuentos directos, acumulación de puntos y una experiencia de pago ágil, al tiempo que fortalece su alianza con Mercado Pago para brindar más opciones y beneficios a los consumidores”, aseguraron desde la empresa.
Livoltek, la marca global de energías renovables de Hexing Group, realizó en Santiago de Chile el lanzamiento oficial de sus soluciones BESS, presentando su enfoque modular, escalable y gestionado por inteligencia artificial como respuesta a los desafíos de la región.
La configuración base del sistema parte de una potencia de 125 kW y 261 kWh, pero puede ampliarse en paralelo hasta 1,25 MW y 2,61 MWh, lo que permite su implementación tanto en instalaciones medianas como en operaciones industriales de gran escala.
“Podemos implementarlos en paralelo, por ejemplo, con un subsistema de hasta 10 unidades. Combinado con el sistema EMS, podemos aumentarlos hasta 125 kW multiplicado por 10, llegando a capacidad en MW”, precisó Zhao Qunfei, business line manager de Livoltek.
La plataforma de gestión energética (EMS) desarrollada por la compañía permite interpretar en tiempo real la curva de carga de los consumos, establecer umbrales operativos y ejecutar automáticamente ciclos de carga y descarga.
“Con la tecnología impulsada por IA tendremos un análisis, el sensor realiza un análisis de energía y verifica la curva de la carga de potencia. Luego calcularemos el umbral y una vez que active este umbral, descargará. Por debajo del mismo, se cargará”, detalló Qunfei.
Este enfoque operativo permite extender la vida útil de las baterías y reducir el sobredimensionamiento del sistema, de modo que según cálculos de la compañía, permitirá ahorrar un 30% de los costos operativos.
Cabe aclarar que uno de los diferenciales estratégicos de Livoltek frente a otros proveedores es que desarrolla internamente los tres componentes clave del sistema BESS, conocidos como el sistema 3S: el PCS (sistema de conversión de energía), el BMS (sistema de gestión de baterías) y el EMS (sistema de gestión energética).
Esto permite una integración fluida entre hardware y software, mejorando la eficiencia general del sistema. Además, el dispositivo está diseñado para adaptarse a múltiples aplicaciones, incluyendo autoconsumo, reducción de picos, arbitraje energético, energía de respaldo, redes débiles, microrredes, centrales eléctricas virtuales (VPP) y control de capacidad de transformadores.
Retorno de inversión atractivo y visión regional
En términos financieros, la compañía estima que el retorno de inversión puede alcanzarse entre tres y cuatro años, dependiendo del tipo de aplicación, la estructura tarifaria y el perfil de consumo del cliente.
Qunfei también destacó el valor del sistema como respaldo energético en procesos industriales, donde las interrupciones de suministro pueden traducirse en importantes pérdidas en la productividad.
“El segmento de C&I es adecuado para muchos escenarios, por ejemplo, la reducción de picos, el arbitraje o la regulación de potencia, como la participación en centrales eléctricas virtuales (VPP)”, remarcó el entrevistado.
En mercados dinámicos como el europeo, donde la tarifa eléctrica varía cada 15 minutos, la inteligencia artificial del EMS también se adapta para maximizar el valor económico.
“Con esta tecnología impulsada por IA, se puede acceder a la interfaz desde ciertas centrales VPP y conocer el nivel de precios. Así que usaremos nuestro sistema de gestión para indicarles el precio y cuándo cobrar, cargar y descargar las baterías”, comentó el business line manager de Livoltek.
Mientras que en Chile, los desafíos tarifarios específicos también hacen de esta solución una alternativa especialmente atractiva, dada la reducción de vertimientos del sector, el alto costo de la demanda eléctrica y diversas dificultades con la red eléctrica.
Ya de cara a los próximos años, Livoltek proyecta una fuerte expansión regional. La empresa ya estableció diversas subsidiarias, almacenes y fábricas en América Latina, con una visión de largo plazo.
“El mercado se está desarrollando. En América Latina para el 2035, la capacidad podría alcanzar hasta 45 GW, entonces hay oportunidades en países como Brasil, Chile, Argentina o México”, apuntó el especialista.
“Sabemos que existen grandes mercados en Latinoamérica, por lo que estamos listos para ser un buen proveedor de soluciones para lograr un beneficio mutuo con nuestros socios. Por lo tanto, queremos contribuir al desarrollo del sistema de la red”, concluyó.
El gobierno de Argentina habilitó la ejecución de obras de transmisión bajo un esquema de concesión, con participación de capital privado y licitaciones abiertas a nivel local e internacional.
La medida quedó formalizada a través del Decreto 921/2025 y representa un paso clave para el megaplan de 16 obras prioritarias, que implican más de 5600 kilómetros de líneas en 132 y 500 kV, diseñadas para aliviar cuellos de botella, evitar cortes y robustecer el Sistema Argentino de Interconexión (SADI).
El nuevo marco busca atender uno de los principales cuellos de botella del sistema eléctrico argentino: la limitada capacidad de transmisión para evacuar energía desde los centros de generación hacia las áreas de mayor demanda. Según el diagnóstico oficial, esta restricción no solo incrementa el riesgo de cortes, sino que también condiciona el desarrollo de nueva generación y la entrada de inversiones.
Las obras definidas como prioritarias se adjudicarán mediante licitaciones públicas bajo la Ley de Concesión de Obra, un modelo que traslada al sector privado la responsabilidad de diseñar, construir, operar y mantener la infraestructura, sin comprometer recursos fiscales directos.
El decreto establece que la Secretaría de Energía estará a cargo de conducir los procesos licitatorios —incluida la aprobación de pliegos, la evaluación de ofertas y la adjudicación—, mientras que el Ministerio de Economía actuará como autoridad de aplicación y control. Este diseño institucional busca acelerar los tiempos administrativos y ordenar un segmento que arrastra años de subinversión.
La iniciativa se inscribe en una estrategia más amplia para normalizar el funcionamiento del sector eléctrico y avanzar en ampliaciones largamente postergadas, en un contexto en el que la transmisión vuelve a ocupar un rol central en la agenda energética. En particular, el esquema de concesiones aparece como una herramienta clave para viabilizar proyectos de gran escala y reducir las restricciones que hoy afectan a usuarios, industrias y regiones productivas del país.
¿Qué fechas se estipulan para iniciar el proceso?
Semanas atrás, la secretaria de Energía de la Nación, María Tettamanti, le confió a Energía Estratégica que se espera lanzar la licitación del proyecto AMBA I (la primera gran obra bajo el nuevo esquema) durante el primer cuatrimestre del 2026.
La obra forma parte de un ambicioso paquete de inversiones que redefinirán la infraestructura energética del país. AMBA I contempla más de 500 kilómetros de líneas de alta tensión, que reforzarán la capacidad de abastecimiento del Área Metropolitana de Buenos Aires, donde se concentra cerca del 40% de la demanda eléctrica nacional.
El oferente que se adjudique el proyecto recuperará su inversión únicamente una vez que la obra esté concluida y operativa. A partir de allí, se prevé un ingreso tarifario proveniente de los usuarios del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) que se beneficien con la nueva infraestructura.
Además, una vez vencido el período de operación y mantenimiento, se proyecta que el concesionario transfiera las instalaciones al Estado Nacional a valor cero, y su administración podrá ser reasignada al transportista correspondiente.
«Los Fondos Next Generation han sido un instrumento muy positivo para el fomento del autoconsumo y han conseguido que se introduzca en la sociedad española y sea un bien de consumo más para los ciudadanos y empresas”, comenta José Donoso, director General de UNEF, la asociación.
Sin embargo, UNEF alerta de que el plazo final para ejecutar inversiones establecido para la Comisión Europea se cumple ya este próximo verano y de que, de no tomarse medidas para acelerar su tramitación; existe el riesgo de que se pierdan.
Para evitar que esto suceda, UNEF está trabajando con las distintas administraciones autonómicas para identificar los escollos que se están encontrando en la gestión de estas ayudas y compartir los aciertos y buenas prácticas para su resolución implementados por aquellas administraciones que han podido avanzar con más agilidad.
Fuente IDAE
Entre las buenas prácticas identificadas, están la transparencia en el proceso de remisión de información, la reducción de documentación, agilidad y procesos rápidos, contar con plataformas y canales de comunicación adecuados y evitar duplicidades de los procesos. Asimismo, UNEF recomienda publicar de forma clara cuándo se han agotado los fondos, con el objetivo de evitar atascar la administración con procesos que no pueden avanzar.
“Sabemos que todas las administraciones autonómicas están haciendo un gran esfuerzo por avanzar en la gestión de las ayudas Next Generation para el autoconsumo con los recursos humanos y técnicos de que disponen. Sin embargo, la cercanía de la fecha límite para su ejecución, hace necesario que aquellas administraciones que avanzan más lentamente en la gestión, implementen nuevas medidas que les permiten cumplir los plazos”, subrayó Donoso.
Para el director general de UNEF, todavía estamos a tiempo de llegar en plazo para que “ciudadanos, comercios e industria, puedan recibir las ayudas con las que contaban a la hora de hacer sus inversiones”. Pero para ello, “es necesario que las administraciones tomen medidas urgentes que agilicen los cuellos de botella a los que se están enfrentando”.
El ministerio de Economía autorizó, a través de la Resolucion 2090/2025, el llamado a Concurso Público Nacional e Internacional de Etapa Múltiple para la venta de las acciones de la Compañía Inversora en Transmisión Eléctrica Citelec Sociedad Anónima (CITELEC S.A.) de titularidad de Energía Argentina Sociedad Anónima (ENARSA). La apertura de ofertas quedó fijada para el 23 de marzo venidero.
El concurso será llevado a cabo a través de la plataforma CONTRAT.AR conforme lo dispuesto por el decreto 416 de junio de 2025, y a tal efecto Economía aprobó el Pliego Único de Bases y Condiciones y sus anexos.
Dichos documentos podrán ser descargados del portal CONTRAT.AR https://contratar.gob.ar/, a través del cual los interesados podrán acceder a la documentación relevante para el procedimiento de selección.
Sin perjuicio de la información allí disponible, quedará a cargo exclusivo de los interesados en el procedimiento toda investigación y análisis al respecto, y el Estado Nacional “no admitirá ningún tipo de reclamo referente al contenido del Portal ni al desconocimiento de la documentación disponible en él”, se úntualizó.
La convocatoria del Concurso Público Nacional e Internacional de Etapa Múltiple será publicada en el Boletín Oficial y en el sitio web del Ministerio de Economía por el término de siete (7) días, y en el sitio web del Banco Mundial denominado “DGMARKET” por el término de tres (3) días corridos.
Todo ello con un plazo de no menos de cuarenta y cinco (45) días corridos de antelación a la fecha de vencimiento del plazo establecido para la presentación de ofertas, de conformidad con lo dispuesto en el decreto 695 de agosto de 2024.
ENARSA es titular del cincuenta por ciento (50 %) de las acciones de CITELEC S.A., sociedad de inversión que controla a Compañía de Transporte de Energía Eléctrica en Alta Tensión Transener Sociedad Anónima, titular de la concesión para el servicio de transporte de energía eléctrica a través de la red de alta tensión de la Argentina.
Detenta en dicha firma el cincuenta y dos coma sesenta y cinco por ciento (52,65 %) del capital accionario total -como tenedora de todas las acciones clase A, representativas del cincuenta y uno por ciento (51 %) de dicho capital y del uno coma sesenta y cinco por ciento (1,65 %) de las acciones clase B-.
Asimismo, CITELEC S.A. es accionista minoritaria y controlante indirecta, a través de TRANSENER S.A., de las compañías Transener Internacional Ltda. -sociedad constituida bajo las leyes de la República Federativa del Brasil para la prestación de servicios en el mercado de transmisión de energía eléctrica en dicho país- y Empresa de Transporte de Energía Eléctrica por Distribución Troncal de la Provincia de Buenos Aires Sociedad Anónima (TRANSBA S.A.) -prestadora del servicio de transporte de energía eléctrica por distribución troncal de la provincia de Buenos Aires-.
En los considerandos de la R-2090 se refiere que “por el decreto 286/2025 se autorizó la privatización total de ENARSA -mediante la separación de las actividades y bienes de cada unidad de negocio de dicha empresa-, la que se desarrollará por etapas, con el fin de garantizar la continuidad de la prestación de los servicios y de la ejecución de las obras en curso que dicha empresa tiene a su cargo; ello en los términos de la ley 23.696 y sus modificatorias”.
Por el artículo 5 de la R-2090 se establecieron las siguientes pautas respecto de la convocatoria:
a) Consultas al Pliego Único de Bases y Condiciones. Lugar y dirección: Las consultas deberán efectuarse a través de la plataforma CONTRAT.AR. b) Plazo y horario para la realización de consultas al Pliego Único de Bases y Condiciones: Hasta el 13 de marzo de 2026 a las 16.00 horas. c) Plazo y horario para la presentación de las ofertas: Hasta el 23 de marzo de 2026 a las 9:30 horas. d) Lugar y dirección para la presentación de las ofertas: Las ofertas se deberán presentar a través de la plataforma CONTRAT.AR utilizando el formulario electrónico que corresponda. e) Acto de Apertura. Lugar y dirección: La apertura de ofertas se efectuará por acto público a través de la plataforma CONTRAT.AR. En forma electrónica y automática se generará el acta de apertura de ofertas correspondiente. f) Plazo y horario del acto de apertura: 23 de marzo de 2026 a las 10:00 horas. Por el artículo 6 de la misma resolución se creó la Comisión Evaluadora “ad hoc” para el procedimiento, la cual estará integrada por los siguientes miembros: a. Miembros Titulares: Favio Emir Ramírez (MI N° 21.773.957), Horacio Julio Guadagni (MI N° 14.897.355) y Ana Cruz Díaz Martínez (MI N° 26.685.054). b. Miembros Suplentes: Ramiro Varela Vivona (MI N° 25.096.078), Claudia Fabiana Contarino (MI N° 16.581.251) y Magali Milagros Ávalos (MI N° 41.928.616).
Energía Argentina Sociedad Anónima (ENARSA) prestará asistencia técnica en todas las etapas del Concurso Público Nacional e Internacional de Etapa Múltiple a requerimiento de la Secretaría de Energía y/o la Unidad Ejecutora Especial Temporaria “Agencia de Transformación de Empresas Públicas”. señala la R-2090.
En una entrevista exclusiva, el ejecutivo repasa el 2025 que tuvo la empresa y anticipa 2026. Impulsado por una adrenalina “que sólo me había generado el deporte”, asegura: “Tengo Infinia en el tanque hasta 2031″.
Horacio Marín se acomoda en un sillón de su oficina, en el piso 32 de la torre de Puerto Madero. A su derecha, una inmejorable panorámica del Río de la Plata. En un par de días, cruzará el ocre e inmenso charco para firmar en Montevideo el acuerdo por el cual ENI se sumará como socio, con el 50 por ciento, a la exploración off shore que YPF hace en Uruguay.
Fue el segundo anuncio que las dos empresas compartieron en una ventana de poco más de un mes. En octubre, sellaron el convenio de ingeniería final para una de las fases de Argentina LNG, el megaproyecto de exportación de gas licuado.
Con la incorporación de los italianos, la iniciativa demandará una inversión de infraestructura de entre US$ 25.000 millones y US$ 30.000 millones, más US$ 15.000 millones en perforación de pozos. Además, existen negociaciones para invitar a participar -y financiar- esa expansión de producción en Vaca Muerta a ENI y XRG, de la emiratí Adnoc, el otro off-taker de reciente adhesión al proyecto.
“Con ellos, ya tenemos asegurados 12 millones de toneladas”, afirma Marín. Como si, a esa altura, ya intuyera -o supiera- algo que fue noticia un par de semanas después: la salida de Shell del proyecto (al menos, de su fase inicial).
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Una nube que, como la tormenta que se ve venir por la ventana en ese mediodía gris de fines de noviembre, poco parece preocuparle. En todo caso, lo ocupa. A fin de cuentas, poco más de un año atrás, la baja de Petronas -socio estratégico desde el día 1- amenazó con hacer naufragar el proyecto.
Pero Marín lo sacó a flote y se entusiasma, cada vez más, con llevarlo a buen puerto. Todo, en paralelo con las otras grandes iniciativas de YPF. Entre ellas, el oleoducto Vaca Muerta Sur (VMOS) y su financiamiento, de US$ 2000 millones, el mayor project finance de infraestructura de la historia argentina, cerrado en julio.
O la salida de los campos maduros, al tiempo que, impulsada por el no convencional, la empresa avanzó hacia el record de producción de 200.000 barriles diarios.
“Soy un gran empujador y trabajo fuerte todo el día”, se define el ejecutivo, de 62 años cumplidos en mayo, mientras repasa su 2025. “Soy la cara visible de un equipo. Lidero a la compañía y empujo para lograr cosas difíciles. Motivo para que vayamos más allá de lo que creemos que se puede hacer”, agrega.
Ex tenista, dice haber aprendido “mucho” del deporte. Sobre todo, esa ambición de siempre ir por más. Pero, hombre forjado en Tecpetrol, la energética de Techint, YPF es algo distinto. “Me cambió mucho el chip. Más, llegando a los 60 años, siendo el último trabajo y diciendo: ‘Esto lo vamos a hacer’. Te da una fuerza impulsora muy grande”, asegura el ganador del premio al CEO del Año que otorgan APERTURA, El Cronista y PwC.
-¿Cómo está terminando YPF el año?
-Este año fue muy importante. Consolidamos una nueva forma de gestionar, concentrada en generar valor para los accionistas. Fue fundamental para lograr todos los resultados. Si no está la mayoría de la gente alineada con eso, es muy difícil. Un diagnóstico puede hacerlo alguien que sabe mucho o alguien que sabe menos. Lo difícil en la vida es ejecutar, no diagnosticar. Y la ejecución, siempre, necesita muchas personas. Por cómo estamos trabajando en YPF, necesitás miles de personas muy, muy enfocadas en los objetivos para lograrlos. Y, después, hay un gran trabajo en paralelo. Por eso, tengo 16 reportes. Si no, muchas cosas se traban. Aunque el gerente de recursos humanos diga que no es lógico tener tantos reportes, yo lo creo muy lógico para ir muy rápido. Hacés algo mucho más lean, más pequeño, pero mucho más intenso.
-¿Cuáles fueron los hitos de YPF en 2025?
-Uno fue VMOS. Es el mayor project finance histórico de la Argentina y lo hicimos entre todas las compañías del sector. Eso es lo que tiene de importante: es el primer proyecto de envergadura en infraestructura realizado por los privados, no por el Estado. Y va a eliminar el cuello de botella que tiene Vaca Muerta en petróleo. La Argentina va a poder producir, mínimo, 1 millón de barriles diarios. Eso es extraordinario.
-¿Por qué?
-Porque, al sacar ese cuello de botella, en ese proyecto global de que la Argentina exporte US$ 30.000 millones (los números nos dan que pueden ser hasta US$ 50.000 millones), ahí ya tenés la primera parte. Porque son US$ 10.000 millones de lo que es normalmente y US$ 22.500 millones que puede dar de adicional este oleoducto, entre toda la Argentina. En este punto, también hay que enfatizar el gran cambio de YPF.
-¿Cuál fue ese cambio?
-Que, habiendo salido de los campos maduros, pasamos los 200.000 barriles de producción neta propia (producción operada es mucho más: arriba de los 330.000). El cambio de estrategia, de concentrarnos en no convencional, sólo por la diferenciación de costos, le genera en forma anualizada US$ 1300 millones de mayor ebitda para los accionistas. Eso es lo primero que hicimos. Cuando llegué, los partes diarios estaban en 95.000, 96.000 barriles. Llegar a 200.000 tan rápido habla del foco, de la excelencia, de la energía que está dando toda la gente que trabajamos en YPF para lograr esos objetivos.
-Si uno se remite al plan 4×4 que presentó cuando asumió en la empresa, el foco en no convencional es uno de los pilares. Otro, la optimización de portafolio, con la salida de actividades non core. ¿Cuánto se avanzó?
-En el manejo de portafolios, salimos de YPF Brasil, de YPF Chile. También, creamos una YPF Bio, que va a tener la mitad de las acciones de Santa Fe Bio, donde vamos a generar biocombustibles para aviación. Ya salimos de todos los campos maduros y terminamos ese programa (N.d.R.: el Plan Andes) muy contentos: no fue que una compañía se llevó todo (eso era mi mayor temor), sino que entraron muchas empresas y se generó el ecosistema que buscábamos. Y compramos activos también: los de Total, el campo de gas de ExxonMobil. Estamos saliendo ahora con MetroGas y estamos tratando de vender las áreas convencionales que tienen rentabilidad.
-¿Por qué venderlas si son rentables?
-Por una cuestión de eficiencia y de mejora para el país y para las otras empresas. Si, como operador, tenemos 16.000 locaciones para perforar, eso da más de US$ 220.000 millones. No podemos enfocarnos en áreas donde tenemos más de US$ 20 por barril de costo operativo (lifting cost), contra un área donde tenemos US$ 4. Tenemos que generar valor.
“El presidente Milei me dijo que venga a YPF y genere valor. Eso es único. Ese es mi trabajo: me concentro en eso”
-Siguiendo con el 4×4, el pilar 3 es la optimización de costos.
-El 13 de diciembre del año pasado, el Día del Petróleo, inauguramos el primer real time intelligence center (RTIC), que fue para upstream. Ya hicimos 30 pozos autónomos con decisiones tomadas desde acá, desde Puerto Madero. Debemos ser la primera compañía que lo hace. Ya hicimos 500 fracturas autónomas. También todas las refinerías trabajan real time. Logramos refinar 45.000 barriles más que hace dos años. Fue como haber hecho media refinería de Luján de Cuyo adicional. Y, con todo ese trabajo, la de La Plata ganó el premio a la mejor refinería de América latina. Es la primera vez que YPF lo consigue; nunca había sido ni ternada. Fue algo impresionante cómo lloraba la gente cuando nos dieron el premio. Porque eso es lo que te da la seguridad de que vas a encontrar valor.
-¿Por qué?
-Porque es la gestión más la pasión. Cuando ves que la gente se emociona con el trabajo realizado, hay pasión. Llorás únicamente cuando le metés pasión.
-En agosto, YPF empezó a implementar RTIC para hacer micropricing de combustibles. ¿Cómo funcionó?
-El comercial es uno de los más disruptivos que hemos hecho. Vemos cada surtidor y cómo es la demanda. Hemos hecho muchas cosas; nos genera muchas eficiencias. Como el de operaciones en Neuquén, también. Ahí tenemos drones. El otro día, con el dron, agarramos en minutos un pozo que podría haber tenido un problema, con impacto ambiental. No hubo ni siquiera un derrame porque lo pudimos controlar.
-¿Cuáles serán los próximos pasos de Argentina LNG?
-Hace un año recién empezábamos con el LNG. Por la complejidad, es uno de los proyectos más complejos que podés hacer en tu vida profesional. Tiene todo: upstream, midstream, downstream, comercial, internacional… Ahí, ya que resaltar el primero, que fue liderado por Pan American (sic). Yo lo llamo “Argentina LNG 1”. Ese ya es una realidad. Es de 6 millones de toneladas, 25 millones de metros cúbicos, y estamos muchas compañías: Pan American, YPF, Pampa, Harbour y Golar. Es un proyecto muy extraordinario: nunca la Argentina había logrado hacerlo. Es Tallin fee, donde se alquilan los barcos. Y, después, viene el otro, el monstruo, que era más difícil de armar. Y no sé si lo hemos comunicado correctamente: es una inversión extranjera gigante.
-¿Qué dimensión puede alcanzar?
-Estamos buscando 18 millones de toneladas como objetivo. Pueden ser 12 millones también. Pero el de 12 millones es prácticamente seguro porque ya lo tenemos binding, con el involucramiento que tienen ENI y Adnoc, que es admirable. Estoy convencido de que vamos a cerrar el FID (N.d.R.: sigla de “decisión final de inversión” en inglés) rápidamente. ENI declaró con inversores y habla del primer quarter de 2026. Yo hablo más del segundo quarter. Porque hacer un FID es muy impresionante. Pero ya tenemos propuestas, por ejemplo, de financiamiento de los barcos. Las tenemos listas. El adelanto que estamos haciendo del proyecto es gigante. Son US$ 45.000 millones de inversiones en cuatro años. Seguro que es la inversión extranjera más grande. Si la dividís por año, es la mayor que hubo en los últimos 20 años.
-Hace un año, la noticia había sido la baja de Petronas, el “gran socio”. ¿En cuánto dependió de usted de que el proyecto no se cayera?
-Soy un gran empujador y trabajo fuerte todo el día. Pero es un trabajo entre todos; yo soy la cara visible. Lidero la compañía y empujo para lograr cosas difíciles. Motivo para que vayamos más allá de lo que creemos que se puede hacer. Aprendí mucho del deporte, mucho de estos muchos años de profesional. Cambié mucho esa forma de pensar y de ser al venir a YPF. No digo que soy un entrepreneur porque no lo fui nunca. Pero me cambió mucho el chip. Más, llegando a los 60 años, siendo el último trabajo y diciendo: “Esto lo vamos a hacer”. Te da una fuerza impulsora grande. Trabajo fuerte, motivo, le meto mucha energía a esto. Pero no lo puedo hacer yo.
-¿Los 12 millones de toneladas, entonces, ya están cubiertos?
-Los 12 millones son ENI y Adnoc. El objetivo de YPF -y el personal mío- es 18 millones. Hay que ir fuerte arriba: buscamos 18 millones de toneladas y cerrarlo. Pero, si no es 18, es 12. Y el de 12 ya está listo. Pero también puede ser el de 18. Si no es Shell, tenemos varias empresas muy grandes a nivel mundial que también quieren ingresar. Estamos trabajando en ver cómo definimos esos 6 millones adicionales.
-¿18 millones es el volumen máximo que se banca el proyecto para ser sustentable?
-Al principio, hablaba de 30 millones de toneladas para Argentina LNG. Había calculado ese número desde el punto de vista técnico, del subsuelo, de las reservas, que es algo de lo que entiendo mucho. Era un número muy grande. Sería el tercer proyecto más grande del mundo. Era importante para YPF, muy importante para la Argentina y una locura para la gente de la energía. Locura. Entonces, lo fuimos articulando. Primero, vino lo de Golar, que es distinto; ese es menos rentable. Pero, después, hicimos nosotros un proyecto muy robusto, más que el de Golar.
-¿Por qué más robusto?
-El de Golar es de gas seco. Este es un proyecto que también produce petróleo. Teníamos que buscar inversiones extranjeras porque nadie había trabajado en LNG seriamente en la Argentina. De lo que me di cuenta hablando con dueños de empresas que tienen activos (yo soy empleado) es que era más difícil que quisieran poner un capital tan grande. Entonces, vi que tenía que ir por inversión extranjera y salimos al mundo a buscar, a buscar y a buscar, porque era una inversión extranjera muy grande: de 6 millones de toneladas, nos quedaban unos 24 millones por colocar. Pero pensé que habría más inversión de empresas argentinas que iban a tirarse de cabeza al LNG porque venían trabajando en cosas chicas de LNG en la Argentina. Creía que esto iba a articular y articular los 30 millones. YPF, más de 24 millones, no puede capturar por una cuestión de capital. Lo que estamos haciendo es lo máximo que podemos sin apalancar tanto a la compañía y ponerla en riesgo. El otro extra tenía que entrar de otras compañías que no tomaron la decisión. No pasa nada. Entonces, fui a uno muy grande, que no era YPF solo; éramos todos. Creo que podemos llegar a 24 millones; lo veo muy positivo. Si no, serán 18 millones, que es una caballada igual.
“El objetivo de Argentina LNG (y mío) es 18 millones de toneladas. Si no es Shell, será otro. Con ENI y Adnoc, aseguramos 12 millones”
-El proyecto incluye un gasoducto dedicado. ¿Cuándo empezará esa obra?
-Apenas tengamos el FID. Estamos trabajando para tener listas todas las licitaciones. Creo que, para 2027, empezamos con todo. Necesitamos hacer obras y pozos. Tenemos cuatro años después de firmar. Los dos barcos, los 12 millones de toneladas, ya los tenemos. Después, el otro se agrega. Incluso, tenemos hasta cartas de posibilidades de financiamiento ya listas. Garantías, que son muy importante, después, con los bancos, las conseguís. El cuello de botella termina siendo el barco. Desde que te comprometés y le decís a la empresa “dale”, hasta que llega y se pone en marcha, son cuatro años.
-¿No va a esperar a que esté listo el oleoducto VMOS para calzar los proyectos y no estar haciendo, y financiando, dos inversiones tan grandes al mismo tiempo?
-No, porque vamos a tener que hacer otro VMOS. Vamos a tener que hacer un gasoducto, un oleoducto, poliducto… Vamos a tener que hacer turboexpander; vamos a tener que hacer instalaciones para fraccionarlo en LPG, el que usan las garrafas… Vamos a tener que hacer plantas de separación primaria, los pozos, los barcos y las conexiones, porque los barcos van a estar a 5 kilómetros de la costa. Entonces, tenemos que encarar toda esa obra, que es gigante. ¿Cuál es la máquina crítica para eso?
-¿Cuál?
-Los barcos. Si los tenés, pero no hiciste las obras, empezás a perder dinero muy fuertemente. Cuando los barcos estén acá, hay que tener todo listo. Puede ser que el gasoducto, en vez de empezar en enero de 2027, si lo necesitás en cuatro años, puedas iniciarlo un poco después. Pero tenés que ir haciendo todo de a poco. Hacer todo muy rápido, muchas veces, tiene un sobrecosto. Hacerlo muy largo tiene sobrecosto. Hacerlo en los tiempos normales es lo más óptimo. Pero la perforación hay que hacerla de antes. Cuanto más te acercás, más actividad tenés que hacer. Y ahí tensionás mucho a los grupos de trabajo para, después, bajar. Lo que te conviene es tomarte tu tiempo. Es un tema de capital de trabajo. También, del financiamiento.
A Full
Pausa. Suena su celular. Tiene de ringtone el sonido clásico, de timbre de los teléfonos antiguos. Es un alto funcionario del Gobierno. Marín se levanta, atiende y se va a la sala contigua. Vuelve a los dos o tres minutos. “Tampoco es que me llaman todo el tiempo”, se excusa.
La taza ya está vacía. El café, dice, es el mismo que se sirve en las estaciones de servicio. También las hamburguesas, apunta. “Acá, en la torre, tenemos una Full”, señala. Lo único distinto son las empanadas: son de Nuestras Costumbres Criollas, un local de Retiro donde Marín compraba cuando trabajaba en Tecpetrol. Él mismo llamó al dueño para preguntarle si se animaba a proveer 800 unidades diarias para la torre. “Hace poco me llamó y me contó lo que le cambió la vida después de eso”, cuenta.
Marín está en todo. Habla con la misma intensidad de la operación de un pozo como del financiamiento de una inversión o del menú de una Full. “Si vas a una estación de servicio y los baños están limpios, el café es rico y la hamburguesa está buena, la gente se va con la idea de que hacemos buenos pozos. Y es verdad; lo siento así”, está convencido.
“El trabajo de Marketing, lo que cambiaron las Full, también es parte del cambio gestional. No es que nos importa sólo el upstream o cómo hacer los pozos. Nos importa todo. No hay un sector core y otro no: todos hacemos YPF. Todos aportamos nuestro granito de arena”, enfatiza.
-En Marketing, se avanzó con la renovación de las Full y se mantienen los acuerdos con AFA, Messi y Colapinto, entre otras acciones. Además, se sigue con una de las pocas políticas de Estado de la Argentina: la pelota YPF. ¿Qué resultados arroja toda esa erogación?
-La gente de Marketing me decía que, en una encuesta que se hizo toda la vida, siempre igual, tenemos en este momento la máxima marca histórica de YPF, con un 90 por ciento de imagen altamente positiva. Seguramente, tenemos mucho para mejorar. Pero los mismos operadores están muy contentos. Duplicamos las ganancias de las Full. No todas las estaciones de servicio son de YPF: de más de 1700, 160 son de YPF y 1600, de inversores privados. Hicimos cambios, cambios tecnológicos. Hacemos cross-selling, que no lo hace nadie: cuando cargás nafta, te ofrecen café, hamburguesa, lo que quieras, y te lo llevan al auto. También les pagamos comisiones a los playeros. La gente, en general, tiene bono de productividad. Es un cambio muy grande y se nota: la pasión hace que las empresas tengan resultados extraordinarios. Fue un acierto inconsciente.
-¿“Acierto inconsciente”? ¿Qué significa?
-No fui consciente, cuando lo escribí, porque lo hice personalmente antes de entrar a YPF, del objetivo de país que pusimos. Nunca fui consciente de que se estaba escribiendo un objetivo de país y que, entonces, se iba a alinear tanto a la gente en poner tanta energía para lograrlo. Eso es lo que nos hace a todos -y a mí, personalmente, también- poner tanto para lograr el objetivo. Es la diferencia: YPF me genera una adrenalina que no se me generó en otro lado. Sólo en el deporte. Y no es porque sea desagradecido de donde trabajé antes. Sino porque creo que logramos meter un objetivo fuerte de largo plazo, a ocho años, con el que ayudaremos a la transformación del país que está haciendo el Gobierno.
-¿No hubo también algo de llamado al servicio público cuando lo convocaron para este trabajo?
-No, porque yo vine a una empresa privada. Porque esta es una empresa privada en la que el Estado tiene mayoría. Eso hay que entenderlo y estoy acá porque el presidente Milei me designó. Lo que me pidió es generar valor. Eso es único. Por eso, muchos en la industria dicen que yo tuve la suerte de la vida no sólo de estar muy capacitado (estoy muy capacitado) pero, también, de tener un gobierno que quiere transformar y deja trabajar y generar valor. Esas dos combinaciones hacen al resultado.
-Históricamente, YPF terminó siendo un instrumento de regulación y control de mercado. No da la sensación de que hoy pase eso.
-No puedo hablar de la YPF anterior. No estuve; sería injusto. Sí puedo decir lo que pasa hoy. Todos estos programas, la forma en la que priceamos los combustibles, está todo muy bien hecho. Hay muchísima gente que trabaja en eso y lo empuja. Estamos bien y los resultados se ven. El balance de este año va a ser muy “sucio” por la salida de los campos maduros. Cuando te vas después de tantos años, de muchos yacimientos que tenían pérdidas, acumulás liabilities de abandono de pozos, laborales, tenés que cumplir con la ley… Es una salida de dinero por una vez muy alta. Este año, ya ni miro el resultado operativo porque está muy distorsionado por eso. Además, hay temas contables, como el impuesto diferido. Por eso, llamo “balance sucio” al de este año. Queremos hacer todo para que, a partir de 2026, sea bien limpio y se vean muy bien todos los resultados.
“¿Cuándo empieza el gasoducto? Ni bien esté el FID. Para 2027, vamos con todo: necesitamos hacer obras y pozos”
-¿Qué timeline maneja para la venta total de los activos non-core?
-En MetroGas, ya estamos trabajando con el banco de inversión. Con la extensión de la Secretaría de Energía (N.d.R.: al cierre de esta edición, todavía no había salido), estamos para hacer la licitación. Hay bastante interés. Nos han venido a ver algunas empresas de afuera.
-¿Por qué vender YPF Agro?
-Buscamos un socio estratégico. Hicimos la empresa YPF Agro, que no estaba. Era un canal de comercialización. Queremos optimizarlo. La idea es que YPF le venda el gasoil y esa empresa se lo pague. Después, que ella genere valor con el gasoil de YPF. Se lo vamos a dar a una compañía privada que conozca mucho de campo, tenga mejor llegada a los clientes y sepa exportar granos. Nosotros no sabemos exportar granos. Esa nueva empresa le va a generar mucho más valor e YPF, al tener el 50 por ciento, ganará mucho más de lo que gana hoy. Hoy, hay meses que perdemos plata. Cuando das financiamiento, como un banco, tenés que ganar. Si al campo le doy gasoil y me lo paga con granos, yo tendría que tener más ganancia que el precio de gasoil. Si no, hay algo que no funciona. Eso, ahora, lo va a definir alguien que sepa. Los números, hoy, no me cierran. No tenemos una ganancia que justifique semejante canal.
-Todos estos proyectos -en especial, el de LNG- van a trascender el plazo que se puso para estar al frente de la empresa…
-Nooo… (interrumpe) Voy a estar hasta 2031.
-Al principio, usted habló de cuatro años.
-El presidente Milei tiene un primer mandato. Pero, como van las cosas… Aparte, nosotros estamos haciendo las cosas muy bien.
-Entonces, sus nietos van a tener que seguir esperando el viaje a Disney.
-(sonríe) Capaz que ahí rompo… Hay que ver si lo hago en el medio. Pero siempre dije que me voy a Disney en 2031. Tengo Infinia en el tanque hasta ese año.
-Usted es un petrolero profesional. Alguien del mundo energético. ¿Qué siente cuando su imagen se proyecta a otros ámbitos? Por ejemplo, cuando Mauricio Macri dice que lo propuso como jefe de Gabinete o su nombre suena cada vez que se habla de un recambio ministerial.
-Eso muestra que estamos haciendo las cosas bien. Pero no tengo intenciones, ambiciones políticas. Nunca hablé con nadie. El presidente Milei me dijo que venga a YPF y genere valor. Ese es mi trabajo. Me concentro en eso. Tampoco me vuelvo loco cuando salen esas cosas en los diarios.
El salto productivo del shale obliga a repensar transporte, almacenamiento e inventarios. La eficiencia logística emerge como un factor decisivo para sostener la escala y la competitividad del desarrollo energético.
Vaca Muerta avanza hacia una etapa de mayor madurez productiva y el desafío ya no se limita a perforar más pozos o aumentar la cantidad de fracturas.
El verdadero cuello de botella aparece en la capacidad del sistema para acompañar ese crecimiento con una logística ordenada, eficiente y a gran escala. En la Cuenca Neuquina, el movimiento permanente de insumos, equipos y servicios dejó de ser una cuestión operativa para convertirse en una variable estratégica del negocio.
El aumento sostenido de la actividad petrolera y gasífera multiplica la demanda de materiales críticos, repuestos, caños, arena, químicos y componentes de gran porte.
Cada pozo implica una cadena de abastecimiento compleja que, si no está correctamente sincronizada, impacta directamente en los costos y en los tiempos de producción. En ese escenario, la logística se vuelve un factor determinante para sostener la competitividad de Vaca Muerta frente a otros desarrollos no convencionales del mundo.
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Durante años, el esquema predominante en la región se apoyó en soluciones fragmentadas: transporte puntual, depósitos dispersos y coordinación limitada entre actores. Sin embargo, el crecimiento de la cuenca empuja hacia un modelo distinto, basado en operadores logísticos integrales que no solo trasladan carga, sino que gestionan inventarios, coordinan flujos y aportan tecnología para optimizar procesos.
“La logística dejó de ser solo mover camiones. Hoy implica planificación, trazabilidad y conocimiento profundo del negocio energético”, explicó Gonzalo Cicilio, gerente de Energía y Minería del Grupo Logístico Andreani. Según señaló, el nuevo escenario exige integrar transporte, almacenamiento y gestión de stock en un mismo sistema para reducir ineficiencias y minimizar tiempos muertos en los yacimientos.
La cercanía a los principales centros de operación se volvió un activo clave. Contar con depósitos estratégicos en localidades como Añelo o Rincón de los Sauces permite responder con rapidez ante contingencias y evitar demoras que pueden traducirse en pérdidas millonarias. A la vez, la infraestructura debe adaptarse a cargas cada vez más pesadas y sobredimensionadas, con equipamiento específico y servicios disponibles a demanda.
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Otro de los cambios estructurales se da en la gestión de inventarios. El sobrestock histórico dentro de los yacimientos representa costos ocultos y riesgos operativos. La digitalización de la cadena de suministro y la adopción de esquemas inspirados en el modelo “just in time” apuntan a reducir materiales ociosos y mejorar la eficiencia general del sistema.
Este nuevo paradigma también abre oportunidades para las pymes de servicios, que muchas veces no cuentan con la escala necesaria para montar su propia estructura logística. La posibilidad de integrarse a redes compartidas les permite competir con estándares más altos y participar del crecimiento de la cuenca sin asumir inversiones desmedidas.
El mapa de inversiones en la cuenca neuquina revela un proceso de consolidación donde la eficiencia operativa se convierte en el único camino para sostener los niveles récord de producción.
Con el shale oil como protagonista absoluto, la industria se prepara para un año de sintonía fina.
El nuevo paradigma: Eficiencia o estancamiento
El desarrollo de Vaca Muerta ha ingresado en una fase donde el volumen de producción ya no es la única métrica de éxito. Con una producción nacional que alcanzó los 859.500 barriles diarios, impulsada por un crecimiento interanual del 28% en el shale neuquino, el sector enfrenta ahora el reto de la competitividad global. La meta técnica es clara: cerrar la brecha de costos del 35% que aún separa a la cuenca local de los estándares de Permian en Estados Unidos.
Este objetivo se vuelve crítico ante un horizonte de precios del crudo que podrían estabilizarse en torno a los u$s 65, obligando a las operadoras a optimizar sus estructuras de costos para garantizar la rentabilidad de los proyectos de exportación a gran escala.
Los protagonistas del despliegue de capital
El mapa inversor muestra un tablero concentrado en actores con capacidad de escala:
Liderazgo de YPF: La compañía de bandera se consolida como el eje del sector con una proyección de inversión que escalará de los u$s 4.500 millones en 2025 a los u$s 6.000 millones en 2026. Su estrategia de desprenderse de áreas convencionales (Plan Andes) para volcar recursos al shale ya muestra resultados en bloques como Loma Campana y La Amarga Chica.
El salto de Vista: La operadora se ha posicionado como el actor más dinámico tras la adquisición de participaciones clave, convirtiendo a La Amarga Chica en el yacimiento de mayor producción del país. Su enfoque en activos de alta calidad como Bajada del Palo Oeste marca el ritmo de la inversión independiente.
La aceleración de las majors: PAE mantiene su estrategia de diversificación, combinando el convencional en Cerro Dragón con una aceleración en áreas shale (Lindero Atravesado, Aguada Pichana Oeste). Por su parte, Pluspetrol y Shell redoblan apuestas con planes orientados a la exportación de largo plazo.
Infraestructura y mercado de gas
Mientras el petróleo fluye hacia los sistemas de Oldelval y Otasa, el segmento del gas enfrenta una dinámica más compleja. La producción, que promedia los 81 millones de m3 diarios en Neuquén, se encuentra supeditada a la finalización de las obras de transporte. La repotenciación del sistema Perito Moreno y la reversión del Gasoducto Norte son las piezas fundamentales para que el excedente local llegue a mercados regionales como Brasil y Chile.
El impacto en la cadena de valor
A pesar de los récords, la transición hacia un modelo de mayor escala ha generado tensiones en el segmento PyME. La incertidumbre política y los cambios en las condiciones macroeconómicas durante el último año provocaron una contracción en las empresas de servicios menores.
De cara a 2026, la integración tecnológica y la transparencia en los procesos de compras productivas serán determinantes para que la cadena de valor local pueda acompañar el ritmo de las grandes operadoras, en un mercado que demanda, por sobre todo, una reducción drástica de los costos operativos.
El diputado nacional Santiago Pauli se refirió en AIRE LIBRE FM al acuerdo entre YPF y Terra Ignis y aseguró que Tierra del Fuego atraviesa “una oportunidad única, muy interesante y muy positiva de cara al futuro” a partir de lo aprobado en la Legislatura.
Pauli explicó que el plan impulsado por YPF no se limita únicamente a un convenio con Tierra del Fuego, sino que forma parte de una estrategia más amplia que involucra a otras provincias, bajo un esquema de cooperación. En ese marco, remarcó que la petrolera tomó la decisión de ceder participación a socios locales y provinciales, permitiendo que las provincias pasen a tener un rol activo en la operación de los recursos.
“El acuerdo no es solo firmar un papel, sino hacerlo funcionar”, señaló, y recordó que los recursos naturales son propiedad de las provincias. En ese sentido, destacó que YPF pone a disposición toda la operación y el trabajo previo para que la provincia pueda comenzar a producir y operar directamente.
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El legislador consideró que se trata de “un acuerdo extremadamente generoso” por parte de YPF y sostuvo que representa una oportunidad histórica para Tierra del Fuego, no solo por ser dueña de sus recursos naturales, sino también por poder producirlos, operarlos y generar riqueza a partir de ellos, particularmente en el sector de los hidrocarburos.
Pauli aclaró que mantiene profundas diferencias con la actual gestión del gobierno provincial y cuestionó la falta de transparencia y los antecedentes de mala administración en distintas áreas. Sin embargo, remarcó que el acuerdo no debe analizarse como un convenio con una gestión específica, sino como un acuerdo con Tierra del Fuego como provincia.
El nuevo presidente de la Unión Industrial de San Juan analizó el complejo cierre de 2025, las expectativas para 2026 y advirtió sobre la falta de competitividad y de mano de obra capacitada.
La renovación de autoridades en la Unión Industrial de San Juan abrió una nueva etapa para el sector productivo provincial. Tras la salida de Ricardo Palacios, Leonardo de la Vega asumió la presidencia de la entidad con el desafío de conducir a la industria local en un contexto económico adverso y con un 2026 cargado de incertidumbre, pero también de expectativas puestas en la actividad minera.
En diálogo con San Juan en Noticias, por Radio Mitre, De la Vega realizó un balance del año que termina y anticipó los ejes de trabajo para el próximo período. “El análisis del 2025 muestra un año muy difícil. Comenzó con expectativas de una mayor dinámica económica, pero a nivel general el sector industrial se vio perjudicado y no cerró con las expectativas que teníamos”, señaló.
De cara al 2026, el presidente sostuvo que el empresariado industrial mantiene una mirada optimista, aunque cautelosa. “El industrial tiende a pensar en positivo. Nuestras esperanzas están depositadas en la minería, esperando que genere una dinámica diferente y que impacte de manera positiva en varios sectores de la industria”, explicó.
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Consultado sobre la posibilidad de una reforma laboral y su impacto en el empleo, De la Vega fue claro al señalar que no existen soluciones mágicas. “Argentina lleva más de diez años sin generar empleo. No creo que una sola acción pueda transformar esta realidad. Si solo se cambia la reglamentación laboral, no necesariamente habrá más demanda de trabajo”, afirmó. En ese sentido, remarcó que la clave está en el crecimiento de la demanda de productos industriales, lo que requiere mejoras estructurales en competitividad.
“La competitividad depende de la estructura impositiva nacional y provincial y de los altos costos logísticos que enfrentamos por estar lejos de los grandes centros de consumo”, advirtió, al tiempo que subrayó que estas condiciones limitan seriamente el desarrollo del sector.
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Otro de los puntos centrales de la entrevista fue la falta de mano de obra capacitada, especialmente ante el crecimiento proyectado de la minería. “Existe una gran dificultad para conseguir recursos humanos capacitados, algo que la minería nota con más énfasis. Para el San Juan 2030 no podemos esperar; hay que accionar hoy”, sostuvo De la Vega, marcando la urgencia de trabajar en formación y capacitación.
Respecto al perfil laboral que hoy demanda la industria, explicó que se trata de un sector heterogéneo. “Necesitamos desde perfiles básicos, como soldadores en la industria metalmecánica, hasta especialidades técnicas diversas. Muchas veces la propia industria termina siendo capacitadora, por la especificidad técnica y los costos que implica”, detalló.
El país posee yacimientos con leyes superiores pero carece de rutas, electricidad y puertos. La solución más rápida ha sido —al menos hasta ahora— la más incómoda políticamente.
Argentina se consolidó durante 2025 como un país con uno de los mayores potenciales cupríferos del planeta, pero la ausencia de infraestructura básica mantiene enterrados bajo la cordillera más de 63 millones de toneladas de reservas probadas.
Según datos de la Cámara Argentina de Empresas Mineras (CAEM), ocho proyectos de cobre demandan inversiones superiores a los 22.000 millones de dólares y podrían generar exportaciones por 11.000 millones de dólares anuales. Sin embargo, la falta de rutas, redes eléctricas de alta tensión y acceso al agua convierten estas cifras en una promesa estancada.
El contraste con Chile resulta elocuente. Mientras el país trasandino participa con aproximadamente el 25% de la producción mundial de cobre y exporta cerca de 57.000 millones de dólares al año en productos mineros, Argentina apenas supera el 1% de la producción global y sus exportaciones mineras totales alcanzaron los 5.400 millones de dólares en 2024.
La diferencia no radica en la geología: el Grupo de Estudios Mineros (GEM) determinó que la ley media de los depósitos argentinos es del 0,5%, un 25% superior a la chilena. El problema está en la superficie, no bajo tierra.
Producir sin caminos ni cables
Los principales proyectos cupríferos argentinos —El Pachón, Josemaría, Los Azules, Taca Taca y MARA— comparten una característica común: están ubicados a más de 4.000 metros de altura en la Cordillera de los Andes, en zonas prácticamente despobladas y sin infraestructura.
Roberto Cacciola, presidente de CAEM, señaló en agosto pasado que “la principal limitación no tiene que ver con los yacimientos ni los operadores, sino con la escasez de infraestructura y logística: falta de carreteras y de redes eléctricas hasta las minas”.
El caso de Josemaría, uno de los proyectos más avanzados, ilustra la magnitud del desafío. La empresa Lundin Mining calculó que necesita invertir 5.000 millones de dólares, de los cuales una porción significativa deberá destinarse a construir una línea de transmisión eléctrica de 550 kilovoltios y una nueva ruta de 220 kilómetros en plena montaña.
En febrero de 2025, la Secretaría de Minería de la Nación publicó un documento oficial titulado “Requerimientos de Infraestructura para el Desarrollo del Sector Minero” donde enumeró las obras necesarias para la región de Cuyo: ampliación de las rutas nacionales 7, 40, 146, 149 y 153, pavimentación del Túnel de Agua Negra, mejora de rutas provinciales —algunas con más de 100 kilómetros en ripio— y reactivación de ramales ferroviarios abandonados.
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Alfredo Cornejo, gobernador de Mendoza, planteó en noviembre durante la Mesa del Cobre que “necesitamos caminos, redes eléctricas y eficiencia hídrica” y reconoció que “los caminos no se hacen solos ni con inversión privada exclusivamente”.
La declaración resume el nudo del problema: las empresas mineras están dispuestas a invertir miles de millones en extraer el mineral, pero no pueden financiar autopistas, líneas de alta tensión ni acueductos que beneficiarían a múltiples proyectos y regiones enteras.
La producción argentina de cobre alcanzó su pico histórico en 2002 con 203.700 toneladas, impulsada por el yacimiento Bajo la Alumbrera en Catamarca. Las exportaciones llegaron a su máximo en 2007 con 1.939 millones de dólares.
Sin embargo, el cierre de esa mina en 2018 desplomó la producción a apenas 14.500 toneladas en 2024 y las exportaciones cayeron a 3,5 millones de dólares. Ese vacío expone la fragilidad de un sector que depende de muy pocos proyectos operativos.
La consultora CRU estimó en marzo de 2025 que si los cinco proyectos cupríferos más relevantes entran en operación según los plazos previstos, generarían un impacto económico acumulado de 47.000 millones de dólares para 2040, equivalente a un promedio de 4.000 millones de dólares anuales entre 2031 y 2040. Pero ese escenario depende de que las obras de infraestructura comiencen pronto.
La solución incómoda
Varios yacimientos argentinos están ubicados a pocos kilómetros de la frontera con Chile, mucho más cerca de los puertos del Pacífico que de Buenos Aires o Rosario. Un informe conjunto elaborado en noviembre por la consultora Fundar y el Consejo Minero de Chile (CESCO) propuso una estrategia de integración binacional que aproveche la infraestructura ya desarrollada por el país vecino: puertos especializados, plantas de tratamiento, líneas de transmisión eléctrica y acceso a agua desalinizada.
El documento señala que proyectos como El Pachón o Josemaría “se beneficiarían enormemente del acceso a infraestructura chilena” y que en algunos casos “se reducirían casi seis veces las emisiones” en comparación con el transporte por el Atlántico. Josemaría ya planea utilizar agua desalada desde el Pacífico a partir del séptimo año de operación, lo que implica construir un acueducto transfronterizo.
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En diciembre, la compañía Eramine concretó la primera exportación de litio argentino a través del puerto chileno de Angamos, reduciendo drásticamente los tiempos de tránsito hacia Asia-Pacífico. Ese precedente abre la posibilidad de replicar esquemas logísticos compartidos para el cobre.
El marco legal ya existe desde 1997 con el Tratado de Integración y Complementación Minera, que actualmente ampara cinco proyectos: El Pachón, Filo del Sol, Los Azules, Pascua Lama y Vicuña. Pero el verdadero impulso llegó con la elección de José Antonio Kast como presidente de Chile el 14 de diciembre pasado.
En su primera visita internacional tras ganar el balotaje, Kast viajó a Buenos Aires y declaró junto a Javier Milei: “Argentina está con un proceso muy rápido de encontrar distintos tipos de minerales y eso va a tener que tener una salida y esperamos que esa salida sea por Chile. Tenemos que formar el gran polo de desarrollo en América del Sur”.
No hay dudas que Vaca Muerta es la gran apuesta del país para la generación de dólares, pero hay un obstáculo difícil de resolver para su desarrollo.
Si hay una actividad económica que en este 2025 dio un giro y se volvió en imán de inversiones, sin dudas fue formación no convencional de petróleo y gas en Vaca Muerta. Con su mayor parte ya en producción en la provincia de Neuquén, las expectativas están puestas ahora en el desarrollo del área norte en la provincia de Mendoza.
Vaca Muerta ya no es una promesa, es una realidad. Representa hoy el 60% de producción de petróleo a nivel nacional y el 50% de la de gas natural y avanzan inversiones millonarias como el oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) que llevará el crudo desde la roca madre en Neuquén hasta el puerto de San Antonio Este en el Atlántico, a lo largo de 437 km. Es un proyecto liderado por YPF, Vista, Chevron, Shell, Vista, Pluspetrol, Pan American Energy (PAE) y Pampa Energía.
También están en curso los proyectos Duplicar y Duplicar Norte de Oldelval (Oleoductos del Valle) y sigue en carpeta la exportaciones de GNL (gas natural licuado) que requerirá la construcción de una planta de licuefacción, tras un acuerdo que ya firmaron YPF, la italiana ENI y ADNOC de Emiratos Árabes Unidos. Es una inversión que tendrá un piso de US$ 20.000 millones.
Alerta temprana
Pero todo esto podría quedar en suspenso, incluso retrasarse de manera dramático si no se logra revertir una de las principales preocupaciones que empieza a crecer en el sector, la falta de personal especializado.
Ricardo Markous, CEO de Tecpetrol, considera que el rol del entramado pyme es esencial para el ritmo de crecimiento y producción que alcanzó Vaca Muerta, pero advirtió por la necesidad de personal calificado. Ricardo Markous, CEO de Tecpetrol, considera que el rol del entramado pyme es esencial para el ritmo de crecimiento y producción que alcanzó Vaca Muerta, pero advirtió por la necesidad de personal calificado.
Durante la último edición de ProPymes, el encuentro que todos los años reúne a la cadena de valor del Grupo Techint, pequeñas y medianas empresas proveedoras de las cuatro empresas del mayor conglomerado industrial del país (Tenaris, Ternium, Tecpetrol y Techint Ingeniería y Construcción), Ricardo Markous, CEO de Tecpetrol, aseguró que “Vaca Muerta es posible porque hay industria nacional” pero dejó entrever que habrá una gran demanda de ingenieros, técnicos y personal capacitado.
En este sentido, en el sector corre un dato que alarma: Vaca Muerta necesita más ingenieros de los que existen en el país. Esto se da en un contexto en el que la demanda laboral supera al número de jóvenes que egresan de las universidades.
Una cifra que circula es que entre todas las operadores presentes en la formación requerirán unos 43.000 nuevos puestos de trabajo, la mayor parte, altamente capacitado, lo que se ha constituido en un “enorme cuello de botella de la cuenca”, señala un informe de Más Energía (+e).
En contraste, también hay numerosos profesionales que no logran insertarse en esta industria. No hay match entre oferta y demanda, y eso es así por varias razones.
Sueldos siderales
“Trabajo hay. Lo que pasa es que no son los trabajos que todos soñamos o en los que todos ganamos una fortuna. Ahí está el tema”, señaló María de los Ángeles Montiel, directora de Nova RR.HH en diálogo con +e.
La experta destaca que hay una cuestión de expectativas y de distorsión salarial, dado que en la industria existe la idea de que sólo por tratarse de empleos en la industria petrolera los sueldos deben ser siempre muy elevados.
Aquí las dos puntas de la oferta, cada una a su manera genera obstáculos a la hora de cerrar una contratación. En el caso de los jóvenes profesionales, hay una sobrerreacción en la pretensión salarial inicial. “Cuando buscamos perfiles junior, los chicos vienen con una pretensión económica igual o superior a gente con años de carrera. Creen que el título les da acceso directo a sueldos desorbitantes”, apunta Montiel.
Pero el tema más complejo es con el perfil senior, con foco en ingenieros con años en la industria y alta capacitación. “Si están cómodos en su empresa, ni siquiera escuchan una oferta”, anticipa la experta.
Guerra de talentos
Y un dato más que da cuenta de lo que vive el sector, una verdadera “guerra” por el personal entre las petroleras y empresas de servicios petroleros.
La provincia alcanzó los 590.339 barriles diarios, impulsada casi exclusivamente por el sector no convencional, que ya representa cerca del 97% del total producido.
El gobierno de Neuquén informó que la producción de petróleo en noviembre de 2025 alcanzó los 590.339 barriles por día, lo que representa un incremento del 28,64% respecto al mismo mes del año anterior.
En términos mensuales, la variación fue del 0,54%, mientras que el acumulado anual de los primeros once meses muestra una suba del 24,29% en comparación con 2024. El sector no convencional aportó 572.423 barriles diarios, concentrando el 96,97% de la producción total de la provincia.
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El desempeño del mes se sustentó en la actividad de áreas como Loma Campana, La Angostura Sur II, Bajo del Choique-La Invernada, Bajada del Palo Este y Bandurria Sur. Estas zonas garantizaron la estabilidad operativa necesaria para proyectar un cierre de año con previsibilidad en el abastecimiento energético.
Por otro lado, la producción de gas natural se ubicó en 81,22 millones de metros cúbicos diarios durante noviembre, cifra que implica una baja del 1,73% frente a octubre y un descenso interanual del 2,96%. No obstante, el balance acumulado entre enero y noviembre sostiene un crecimiento del 1,05% respecto a 2024.
Una explosión registrada en el gasoducto de la Planta Posesión de ENAP, en la región de Magallanes, obligó a activar protocolos de emergencia, restringir el suministro de gas natural y extender los plazos de reparación más allá de lo inicialmente previsto. El incidente ocurrió durante tareas de mantención y afectó ductos estratégicos para el abastecimiento energético del extremo sur de Chile.
El episodio se produjo durante la madrugada del viernes pasado, cuando se realizaban labores operativas en un ducto de transporte de gas de 18 y 20 pulgadas. Estas instalaciones son clave para el suministro que fluye predominantemente desde Argentina hacia Punta Arenas y Puerto Natales. Tras la explosión, el sistema ingresó en estado de contingencia y se aplicaron ajustes preventivos para resguardar la seguridad de las personas y de la infraestructura.
Desde la Secretaría Regional Ministerial de Energía de Magallanes informaron que, como consecuencia del incidente, una persona sufrió una lesión leve y fue trasladada de manera preventiva a un centro asistencial, donde se confirmó que se encuentra fuera de peligro. En paralelo, se activaron los protocolos internos y externos de seguridad industrial.
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En un primer momento, ENAP había estimado que la interrupción de las operaciones se extendería por unas 48 horas. Sin embargo, tras una evaluación técnica más exhaustiva, la empresa confirmó que los trabajos de reparación demandarán aproximadamente un mes. Esta situación obligó a interrumpir el suministro de gas a Methanex, una de las principales industrias afectadas por la medida.
El gerente general de ENAP, Julio Friedmann, se trasladó a la zona para supervisar los daños, reunirse con los equipos técnicos y visitar al trabajador lesionado. Según indicó la compañía, se inició una investigación interna para determinar las causas del accidente y reforzar los estándares de seguridad, con el objetivo de evitar la repetición de un evento de esta magnitud.
A su vez, personal de la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC) y del Servicio Nacional de Geología y Minería (Sernageomin) se hizo presente en la Planta Posesión para evaluar el estado de la infraestructura y verificar el cumplimiento de los protocolos regulatorios vigentes.
Plan de contingencia y abastecimiento garantizado
Las autoridades energéticas de Magallanes señalaron que el gasoducto continúa en condición de contingencia mientras se completa la evaluación técnica de los daños. En este marco, ENAP avanza en la definición de un plan de recuperación que permita restablecer gradualmente la operación normal del transporte de gas natural.
Como medida alternativa, se mantiene la inyección progresiva de gas desde el yacimiento Cahuil, ubicado en territorio chileno, hacia Punta Arenas y Puerto Natales. A partir del 21 de diciembre, este esquema permite cubrir el 100% del consumo residencial e industrial de ambas ciudades, con la única excepción de Methanex, cuya reanudación operativa dependerá directamente de la finalización de las reparaciones en la Planta Posesión.
En cuanto al Gas Natural Comprimido (GNC), se informó que es el único servicio que permanece suspendido. La decisión responde a la necesidad de realizar análisis de calidad del gas proveniente del yacimiento Cahuil, a fin de garantizar el funcionamiento seguro de vehículos y equipos que utilizan este combustible.
Reclamos gremiales y pedido de investigación
Desde el Sindicato de Trabajadores de ENAP también se pronunciaron tras el incidente. Carlos Aro Velásquez, director del gremio, calificó la situación como grave y remarcó que “afortunadamente no se trató de un accidente fatal”. Además, subrayó que el hecho ocurre en un mes simbólico para la empresa, cuando se conmemoran los 80 años del descubrimiento del petróleo en la región.
El conservador Nasry Asfura fue declarado como presidente electo de Honduras tras un prolongado conteo de votos que mantuvo al país centroamericano sumido en semanas de incertidumbre. La proclamación estuvo marcada por la controversia, debido a la revisión de más de 19 mil actas ante el Consejo Nacional Electoral (CNE), las posiciones divergentes de los tres miembros de dicha entidad y la falta de consenso para oficializar al ganador de las elecciones realizadas el 30 de noviembre.
Esto pone fin a un periodo de parálisis institucional, redefine el contexto político y genera expectativas renovadas para el desarrollo de proyectos eléctricos, especialmente en el campo de las energías limpias.
¿Qué pasará con el sector? Las prioridades pasan por dar continuidad a los procesos iniciados, garantizar seguridad jurídica y restablecer la confianza entre los actores del ecosistema eléctrico, siendo uno de los frentes más urgentes es la licitación por 1500 MW de nueva capacidad de generación y almacenamiento bajo el modelo Build, Operate and Transfer (BOT).
Impulsada por el gobierno saliente, la convocatoria incluye principalmente tecnologías renovables y había quedado en suspenso durante el proceso electoral; por lo que la continuidad del proceso dependerá de que el nuevo Ejecutivo avance con la designación de autoridades técnicas en Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE) y Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE), dos organismos clave para destrabar inversiones.
En paralelo, el país enfrenta desafíos estructurales como la necesidad de modernizar redes, definir esquemas de contratación estables y garantizar marcos regulatorios predecibles.
Durante la campaña, Asfura se mostró a favor de una mayor apertura del mercado eléctrico, con propuestas centradas en la estabilidad regulatoria, autonomía institucional y expansión de la generación con renovables. Aunque no hubo definiciones específicas, el tono general de sus planteos fue interpretado por el sector como favorable al ingreso de inversión privada y alianzas público-privadas.
Cabe recordar que el referente del Partido Nacional de Honduras (PNH) contó con el apoyo de Donald Trump, quien pidió a los hondureños que votaran por el exalcalde de Tegucigalpa y a quien describió como “el único verdadero amigo de la libertad”. Por tanto, Asfura sigue la línea liberal y si se mantiene ese enfoque, el nuevo gobierno apuntaría a activar un proceso de transición energética con mayor participación empresarial, lo que implicaría cambios en las condiciones de mercado y destrabar proyectos pendientes.
Honduras aún depende en gran medida de la generación térmica, pero cuenta con un potencial significativo en fuentes limpias como la solar y la eólica. Proyectos como el parque eólico Cerro de Hula, de más de 100 MW, muestran que existe capacidad técnica instalada y experiencia operativa, aunque todavía limitada frente a las necesidades futuras.
¿Por qué? El país avanzó a un ritmo más lento en el diseño de marcos normativos modernos y en la atracción de financiamiento internacional en comparación con otros países como Costa Rica, El Salvador o Guatemala. Sumado a que aún mantiene esquemas más tradicionales de contratación que requieren actualización si se toma en cuenta que vecinos de la región ya integran mercados regionales e implementan sistemas de subastas
Esto significa que para que la nueva administración logre posicionar a Honduras como un actor competitivo en el mapa energético regional, será clave acelerar definiciones. Solo así podrán materializarse los proyectos en carpeta y concretarse la transición energética.
El volumen del comercio de electricidad ecológica en China mostró un crecimiento sostenido durante los primeros once meses de 2025, con un aumento interanual del 41,3 por ciento, informó la Administración Nacional de Energía (ANE).
De acuerdo con los datos oficiales, entre enero y noviembre el intercambio de electricidad generada a partir de fuentes renovables alcanzó los 296.700 millones de kilovatios-hora (kWh).
Solo en noviembre, el volumen comercializado fue de 33.600 millones de kWh, lo que representó un incremento interanual del 42,8 por ciento.
En el mismo período, el volumen total del comercio de electricidad en China superó los 6 billones de kWh.
Chile obtendrá ingresos adicionales cercanos a los 6.000 millones de dólares por año como resultado del aumento del precio internacional del cobre y de la implementación de la estrategia nacional del litio, impulsada por el Gobierno del presidente Gabriel Boric.
La estrategia, lanzada en 2023, apunta a consolidar al país andino como uno de los principales proveedores globales de litio, con una participación activa del Estado en todo el ciclo productivo del mineral. En ese marco, Boric encabezó una reunión con ministros y autoridades del sector minero para evaluar los avances del plan, luego del acuerdo alcanzado entre la estatal Corporación Nacional del Cobre (Codelco) y la empresa privada Sociedad Química y Minera (SQM), que posee los permisos de explotación en el Salar de Atacama.
Durante el encuentro, el mandatario destacó que el acuerdo permitirá al Estado chileno ingresar de manera directa a la explotación del litio y garantizar la continuidad operacional en el único salar del país donde actualmente existen faenas productivas. “Esto es una buena noticia para Chile”, subrayó Boric.
Por su parte, el ministro de Economía, Fomento y Turismo y Energía, Álvaro García, calificó la iniciativa como “probablemente el principal negocio que ha hecho Chile en su historia”, al combinar el liderazgo de Codelco como primer productor mundial de cobre con una participación estratégica en el mercado del litio de salmuera.
“El país va a estar recibiendo alrededor de 6.000 millones de dólares adicionales al año, si sumamos el incremento en el precio del cobre y los ingresos derivados del litio”, explicó el funcionario.
En tanto, la ministra de Minería, Aurora Williams, señaló que la creciente demanda global de infraestructura eléctrica impulsa la necesidad de cobre y litio, y remarcó los avances institucionales del plan, como la creación del Instituto Nacional de Litio y Salares, con financiamiento proyectado a diez años, y la puesta en marcha de una Red de Salares Protegidos, que resguardará cerca del 30% de estos ecosistemas en el altiplano chileno.
Las mayores reservas de litio de Chile se concentran en el Salar de Atacama, donde el Gobierno busca desarrollar una industria sostenida y ambientalmente responsable, mediante alianzas público-privadas y con participación mayoritaria del Estado en los yacimientos considerados estratégicos.
El Gobierno actualizó las sanciones económicas aplicables a los incumplimientos en el sector del gas, estableciendo los nuevos montos que regirán para las infracciones cometidas a partir del 1° de enero de 2026.
La medida alcanza tanto a las empresas licenciatarias de transporte y distribución como a los terceros no prestadores, basándose en las variaciones económicas registradas en la industria.
Para los terceros no prestadores, el ajuste se determinó por la evolución del Índice de Precios Internos Mayorista (IPIM), con un incremento del 15,88% que sitúa la multa mínima en $126.013 y la máxima en $126.013.000.
En el caso de las empresas licenciatarias y subdistribuidoras, la actualización fue del 21,60%, fijando un rango sancionatorio que va desde los $154.861 hasta los $154.861.000.
La medida fue comunicada a través de la Resolución 973/2025 del Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS), publicada el pasado martes en el Boletín Oficial.
La normativa dispone que, en supuestos de persistencia en el incumplimiento tras una intimación o ante infracciones de grave repercusión social, el monto de la multa para las prestatarias podrá elevarse hasta los $774.605.000.
El cálculo para las licenciatarias contempló el incremento mensual promedio de las tarifas de los usuarios residenciales y de servicio general, en el marco del proceso de revisión tarifaria vigente.
Esta actualización semestral se realiza conforme a las facultades del ente regulador para adecuar las escalas según las variables económicas de la actividad regulada.
El Gobierno nacional formalizó el cierre de la consulta pública destinada a modificar el esquema de asistencia en los servicios públicos y quedó allanado el camino para la puesta en práctica el nuevo esquema Subsidios Energéticos Focalizados (SEF).
El procedimiento de participación ciudadana concluyó a las 0:00 horas del 20 de diciembre de 2025, según lo establecido en la Resolución 592/2025, publicada el pasado martes en el Boletín Oficia. Durante el plazo de quince días hábiles, la autoridad de aplicación recibió presentaciones de usuarios, empresas distribuidoras, entes reguladores y asociaciones de consumidores.
El proyecto contempla la readecuación de los precios de referencia del gas natural en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST), del gas propano y del Precio Estacional de la Energía Eléctrica (PEST). Los lineamientos técnicos incluyen:
· Bonificación transición: Se aplicará un descuento extraordinario durante el año 2026.
· Canasta Básica Energética (CBE): El subsidio se determinará en función de un bloque de consumo básico necesario según la zona bioclimática de residencia.
· Criterio de ingresos: El Estado cubrirá el excedente cuando el costo de la CBE supere un porcentaje específico del ingreso total del grupo familiar.
· Patrimonio: Se utilizarán cruces de datos sobre titularidad de inmuebles, vehículos de menos de 10 años de antigüedad, medicina prepaga y consumos en moneda extranjera para determinar la elegibilidad.
Las presentaciones realizadas durante la consulta pública se centraron en los topes de consumo subsidiados por zonas geográficas. Asimismo, las asociaciones de consumidores solicitaron mecanismos de atención presencial para el registro, con el fin de evitar la exclusión de hogares sin acceso a medios digitales.
La autoridad de aplicación ratificó que el sistema busca establecer valores consistentes con los costos económicos de abastecimiento. Tras el cierre de esta etapa, el Poder Ejecutivo Nacional recibió los antecedentes y evaluaciones técnicas para avanzar con la reestructuración definitiva de los subsidios, lo que representa la culminación del período de transición vigente.
El Criterio de Ingresos responderá a los siguientes parámetros específicos
1. Umbral de ingresos
Límite máximo: El acceso al subsidio se restringe a hogares cuyos ingresos totales mensuales sean inferiores a 3 Canastas Básicas Totales (CBT), según la medición del INDEC.
Referencia económica: A valores de diciembre de 2025, este umbral se sitúa aproximadamente en los $3.640.000.
Reducción del tope: El sistema previo permitía ingresos de hasta 3,5 CBT; la nueva normativa reduce este margen, lo que implica la salida del beneficio para un sector de la población anteriormente categorizado como ingresos medios (Nivel 3).
2. Capacidad de pago y el concepto de la CBE
Relación ingreso-gasto: El criterio no solo considera el monto total, sino la proporción que el gasto energético representa sobre los ingresos familiares.
Cálculo: El Estado interviene cuando el costo de la Canasta Básica Energética (CBE) —definida como el bloque de consumo mínimo necesario según la zona bioclimática— supera un porcentaje determinado de los ingresos del hogar (establecido entre el 10% y el 15%). El subsidio cubre únicamente esa diferencia.
3. Cruce de datos y patrimonio
El criterio de ingresos se complementa con exclusiones automáticas basadas en el patrimonio. Un hogar queda excluido del subsidio, independientemente de sus ingresos declarados, si algún integrante cumple con estas condiciones:
Vehículos: Poseer un automotor con menos de 10 años de antigüedad (exceptuando personas con discapacidad).
Inmuebles: Ser titular de dos o más inmuebles.
Bienes de lujo: Poseer embarcaciones, aeronaves o bienes suntuarios.
Consumos: Mantener servicios de medicina prepaga no vinculada al empleo en relación de dependencia o registrar consumos elevados en moneda extranjera.
4. Categorización simplificada
Eliminación de niveles: Desaparecen las categorías N1, N2 y N3. El sistema se divide binariamente en “hogares con subsidio” y “hogares sin subsidio”.
Migración de datos: Los usuarios ya registrados en el antiguo RASE son migrados automáticamente al nuevo RESEF (Registro de Subsidios Energéticos Focalizados), aunque la autoridad de aplicación realizará auditorías periódicas para verificar que persista el cumplimiento del criterio de ingresos.
La Secretaría de Energía modificó el régimen de las regalías hidroeléctricas que perciben las provincias, elevando el límite de la energía facturada que podrán descontar a los agentes distribuidores.
La medida implementada este martes mediante la Resolución 588/2025, publicada en el Boletín Oficial, incrementa el tope de descuento del 30% al 50% de la energía facturada al Agente Distribuidor provincial, que podrá ser utilizado para saldar deudas en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM).
Esta medida busca reforzar la solvencia económica de las distribuidoras de energía en las provincias generadoras, sin generar distorsiones significativas en el costo del sistema a nivel nacional.
Al respecto, en el documento oficial se explicó que la decisión apunta a “fortalecer la capacidad de cancelación de las obligaciones de los distribuidores provinciales mediante la aplicación de la energía percibida en concepto de regalías hidroeléctricas”.
Al mismo tiempo, se agregó que también busca “preservar un volumen suficiente de transacciones al precio pleno del MEM que asegure la correcta formación de señales económicas y la sostenibilidad del régimen tarifario general, manteniendo un adecuado equilibrio entre los intereses fiscales de las provincias, la solvencia del sector de distribución y la protección de los usuarios finales”.
De esta manera, se destaca que la medida contribuye a mejorar la situación económico-financiera de los distribuidores provinciales, asegurando que un mayor volumen de energía pueda ser utilizado para saldar deudas en el MEM, aliviando la presión financiera sobre las provincias con alta participación de generación hidroeléctrica.
Según el nuevo marco normativo, que se inscribe en las recientes adecuaciones del régimen eléctrico, la energía percibida en concepto de regalía podrá ser descontada hasta el 50% de la factura mensual del Agente Distribuidor que presta el servicio dentro de la jurisdicción.
El aumento del límite al 50% fue respaldado por una evaluación técnico-económica que concluyó que el incremento no altera de manera significativa el costo medio de abastecimiento ni los niveles tarifarios finales para los usuarios.
En este sentido, el texto oficial puntualizó que “las variaciones resultantes se mantienen dentro de los márgenes cuantitativos considerados compatibles con la política de gradualidad y previsibilidad tarifaria vigente”.
La modificación, que deja sin efecto límites anteriores, regirá a partir de la transacción económica del mes de enero de 2026.
Energía precisó que el mecanismo de aplicación se instrumentará a través del Agente Distribuidor designado por la provincia titular del derecho de cobro, siempre y cuando la energía recibida se destine efectivamente a satisfacer la demanda dentro de su jurisdicción.
En el año en que está cumpliendo su centenario, YPF inauguró la sala Real Time Operations Room (RTOR) en el Complejo IndustrialLa Plata, “un espacio que integra todas las operaciones del Complejo en tiempo real para lograr mayor eficiencia, productividad y seguridad”, según informó la compañía en un comunicado.
La RTOR, se destacó, “se convierte en el centro neurálgico, donde ingenieros y operadores trabajan de manera coordinada para reducir los tiempos entre la detección de un desvío y la corrección del proceso”.
YPF señaló que “anteriormente este monitoreo se realizaba de manera independiente en las distintas unidades del Complejo, por lo que esta integración permitirá optimizar rendimientos, mejorar la respuesta y volver más rápido al punto óptimo de operación”.
Hacia el futuro
“Con la RTOR damos un paso estratégico hacia el futuro. No se trata solo de tecnología, sino de cómo cuidamos a nuestra gente y hacemos más eficiente cada proceso. Queremos que YPF sea reconocida por su excelencia operativa y por liderar la transformación energética en la región”, afirmó Horacio Marín, presidente y CEO de YPF.
Con esta infraestructura, “la compañía mejora su capacidad para identificar condiciones de riesgo de manera más rápida y conectada, siempre priorizando la seguridad y la confiabilidad de las instalaciones”.
En la presentación también estuvieron Daniel Flores, gerente de Ingeniería y Mantenimiento; Daniel Agrelo, director del Complejo Industrial La Plata; y Manuel Alardi, gerente de Producción.
Más que una obra, “la nueva sala es un cambio de paradigma”, se destacó: “Incorpora tecnología de última generación, conectividad avanzada y sistemas que facilitan la toma de decisiones basadas en datos”.
“Su interacción directa con el Real Time Intelligence Center (RTIC) potencia el monitoreo continuo y la capacidad de anticipar escenarios, consolidando a YPF en la vanguardia operativa de la región”, afirmó la empresa estatal de hidrocarburos.
En números
El nuevo Real Time Operations Room de YPF cuenta con:
180 km de fibra óptica
16 km de canalizaciones
4 km de bandejas
20 toneladas de soportes.
30 tableros de control, áreas de ingeniería, salas de reuniones, espacios para comunicaciones y servicios, todo diseñado para garantizar continuidad operativa y confort para los equipos.
En una provincia considerada como una de las principales generadoras de energía del país existe una localidad que no tiene acceso a la electricidad las 24 horas del día. Se trata de Los Chihuidos, un poblado ubicado en la región Vaca Muerta, en el epicentro de la producción hidrocarburífera no convencional neuquina. El gobierno provincial tomó nota de esta situación y gestionó una solución que está en vías de materializarse: La empresa PAE, una operadora que trabaja en la zona, comenzó la construcción de un parque solar que garantice la energía eléctrica para esa comunidad.
El gobernador Rolando Figueroa destacó el inicio de las tareas en el predio asignado a tal fin, lo calificó como “un acto de estricta justicia”, equiparable a garantizar el acceso al gas natural a los habitantes de Añelo y de varias localidades del norte neuquino. “De esto hablamos cuando hablamos de equidad territorial”, indicó en referencia a que no haya regiones relegadas en comparación con el resto del territorio provincial.
El mandatario neuquino ponderó el diálogo que ha primado con el sector privado que participa de las mesas de Vaca Muerta -PAE incluida- y que ha permitido trabajar de manera articulada para realizar diversas obras -como la repavimentación de la ruta provincial 5, la pavimentación de la ruta provincial 7 en Cortaderas y, ahora, este parque solar-, incrementar el número de beneficiarios de las becas Gregorio Álvarez e impulsar capacitaciones para que más neuquinos accedan a un empleo formal.
Explicó que hasta ahora los habitantes de Los Chihuidos tienen luz 13 horas al día y se mostró esperanzado en que el próximo año puedan contar con el servicio sin interrupciones. “Esto le va a cambiar la vida a toda la gente, principalmente a los chicos que pretenden estudiar. Es un gran paso. Será un antes y un después”, opinó Figueroa.
Hasta ahora la electricidad disponible en Los Chihuidos es provista por un grupo electrógeno diésel, lo cual implica altos costos operativos, dependencia del transporte de combustible y frecuentes interrupciones del suministro, especialmente durante el invierno.
El parque solar en construcción demandará una inversión de un millón de dólares por parte de PAE que será destinada a la instalación de 288 paneles solares con una capacidad de 200 kW, un banco de baterías de ion-litio de 545 kWh que otorgará hasta dos días de autonomía.
A esto se le suma una obra ya finalizada por el Ente Provincial de Energía del Neuquén, que demandó una inversión de 361.017.536 pesos, financiada a través de un fondo de la secretaría de Ambiente de la provincia con aportes de esta misma empresa, para reestructurar la línea de media y baja tensión y el alumbrado público.
“Chile tiene un gran problema de sobreoferta, tenemos 40000 MW instalados para una demanda de apenas 10000 MW”, aseguró José Ignacio Escobar, CEO de Colbpun, exponiendo uno de los principales dilemas que enfrenta hoy el país: la desarticulación entre la velocidad de crecimiento de la capacidad instalada y la lentitud con la que se expande la demanda eléctrica.
El ejecutivo hizo un llamado directo a las autoridades del nuevo gobierno en 2026: diseñar un plan de acción claro y urgente para reactivar el crecimiento y, con ello, la demanda eléctrica.
“Ojalá que los primeros 100 días del nuevo gobierno se haga un plan claro, al callo”, propuso en el marco del Future Energy Summit (FES) Southern Cone, realizado el pasado 26 de noviembre.
“Sin inversiones no hay demanda, y sin demanda estamos repartiendo escasez, no abundancia”, sostuvo, enfatizando que otros países de la región crecen 3% anual en consumo eléctrico, mientras que Chile lo hace por debajo del 1%.
A este cuello de botella se suma un factor estructural: la permisología. Escobar advirtió que los procesos para autorizar grandes proyectos energéticos o industriales son excesivamente lentos en el país.
“En Chile recién los permisos los tienes en ocho años”, lamentó, contrastando con otros mercados donde esas autorizaciones demoran la mitad.
En su visión, esto frena el ingreso de industrias intensivas en energía, como la desalinización o los centros de datos, que serían clave para activar la demanda estancada.
Por eso, el directivo propuso avanzar en una reforma institucional profunda, que contemple la modernización del Consejo de Evaluación Ambiental (CEA), así como la agilización de los reglamentos que deben implementarse tras leyes ya aprobadas. Además, planteó revisar los órganos reguladores del sector eléctrico, buscando mayor independencia política y mayor capacidad de ejecución.
“Hoy en día en generación hay cuatro o cinco gremios. Es absurdo”, criticó, señalando que la fragmentación debilita la representación del sector ante el Congreso y el Poder Ejecutivo.
Por lo que, a su juicio, es urgente recomponer una hoja de ruta común, como la que existía en la década pasada con los escenarios energéticos consensuados que dieron lugar a las leyes clave en materia de renovables, transmisión y licitaciones.
Desde Colbún, el diagnóstico se acompaña con acción. La compañía inauguró recientemente Horizonte, el mayor parque eólico del país. Para acompañar la operación y mejorar la evacuación en zonas de alta congestión, se construye la subestación Don Eduardo, con impacto no solo en los activos propios, sino también en proyectos de otros generadores.
Asimismo, la firma explora soluciones de almacenamiento que permitan acomodar las rampas de generación solar y eólica al perfil real de consumo, integrando nuevas tecnologías sin desarticular la red. Escobar lo define como una “sinfonía perfecta”, donde cada tecnología juega un rol complementario, sin antagonismos entre renovables, térmicas ni baterías.
En paralelo, planteó que la transformación del sistema no se completa si los consumidores no perciben beneficios reales. “Hoy en día los clientes no están viendo los beneficios de la transición energética. Solo ven energía más cara y más insegura”, advirtió. Si bien reconoció que las emisiones del sector han caído 50% en la última década, remarcó que ese logro técnico no se traduce en tarifas más bajas ni en un servicio más confiable.
El cierre de su intervención fue un llamado de atención a toda la cadena de valor energética. Interpeló al público presente, en su mayoría ejecutivos del sector, con una pregunta: “¿Cuántos de ustedes tienen todavía gas licuado en su casa? ¿Cuántos aún tienen vehículos a combustión?”, lanzó.
Para Escobar, la transición energética no puede quedarse en los discursos ni en la macroeconomía del sistema. Si los usuarios —incluidos los actores del propio sector— no adoptan cambios de consumo, la sobreoferta seguirá sin destino y el modelo será insostenible.
Risen Energy reafirma su posicionamiento global al presentar dos de sus soluciones más avanzadas: el sistema de almacenamiento eTron 5.016 MWh y los módulos solares HJT de hasta 730 Wp.
Ambas tecnologías fueron protagonistas durante su participación en el PV Book 2025, destacando por su enfoque en eficiencia, confiabilidad operativa y bajo impacto ambiental, claves para los mercados utility y comerciales.
El sistema eTron, con una capacidad nominal de 5.015,96 kWh y potencia de 2.500 kW, integra refrigeración líquida con control inteligente en tres etapas, garantizando una diferencia de temperatura ≤ 2 °C entre módulos. Su arquitectura compacta de tipo back-to-back y shoulder to shoulder permite reducir en más del 46 % el área ocupada, optimizando espacio en proyectos de gran escala.
A nivel de seguridad, cumple con normas como UL9540A, GB/T 36276 y NFPA 855, e incorpora protección activa contra incendios, desconexión rápida y control de gases combustibles, superando los más altos estándares del sector.
En una entrevista previa con Energía Estratégica, el director de almacenamiento para Europa y Latinoamérica de Risen, Andrés Pinilla, afirmó que “el almacenamiento deja de ser opcional y se vuelve un ‘sí o sí’”, al explicar el impacto de los precios cero y la saturación de nodos en redes renovables europeas.
“Todo indica que 2026 será un año clave para el almacenamiento en Europa, y creemos que ahí estará el gran despegue”, manifiestó.
Tecnología de alta eficiencia y visión de integración global
En paralelo, los módulos HJT de Risen alcanzan más de 23,5 % de eficiencia y ofrecen hasta 730 Wp de potencia, con una degradación anual de solo 0,3 %, asegurando un 90,3 % de potencia después de 30 años.
Incorporan interconexión Hyperlink, células ultrafinas y conversión UV, tecnologías que evitan la degradación por radiación y mejoran la captación de luz. Además, su proceso de fabricación reduce el uso de plata y el consumo hídrico (200 t/MWp), lo que resulta en una huella de carbono de solo 376,5 kg eq CO₂/kWc, una de las más bajas del mercado.
Pinilla también sostuvo en esa entrevista que Risen no busca solo vender baterías, sino ofrecer un modelo integral con ingeniería, media tensión, EMS, financiación y acompañamiento: “Queremos que el cliente sepa quién le va a operar su batería y cómo va a exprimir hasta el último euro de rentabilidad”.
Esta propuesta, remarcó, está diseñada para aportar valor con soluciones completas y adaptables a cada tipo de cliente.
Como parte de su visión tecnológica, la compañía proyecta nuevos módulos de hasta 850 Wp con configuraciones HJT tipo tándem y un despliegue acelerado de sistemas de almacenamiento tanto en Europa como en América Latina, donde ya mantiene acuerdos estratégicos y operaciones activas.
Con estos desarrollos, Risen Energy responde a los desafíos de un mercado cada vez más exigente y competitivo, ofreciendo soluciones energéticas de alta calidad, eficientes y sustentables, que acompañan el crecimiento de la generación renovable y garantizan estabilidad en la operación de redes eléctricas.
Indira Cristina Portocarrero Ospina asume como directora de la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), fortaleciendo la capacidad técnica del Estado para enfrentar los retos de la seguridad energética, la confiabilidad del sistema eléctrico y la transición energética en Colombia.
Ingeniera industrial y magíster en Estudios Políticos, Portocarrero cuenta con una trayectoria sólida en planeación, regulación y análisis territorial del sector minero-energético, caracterizada por la articulación entre el rigor técnico, la comprensión social y una visión regional que reconoce las realidades de los territorios.
Antes de asumir este cargo, se desempeñó como Jefe Territorial de la UPME y como Asesora Técnica de Planeación y Regulación en el Ministerio de Minas y Energía, donde participó en la formulación de políticas públicas, procesos interinstitucionales y proyectos estratégicos relacionados con energías renovables, bioenergía, transmisión eléctrica y gestión de la conflictividad social. Actualmente, es presidenta de la Junta Directiva de Centrales Eléctricas del Cauca S.A. (Cedelca).
Entre sus aportes más relevantes se destaca la articulación técnica entre la CREG, XM, la UPME y el Ministerio de Minas y Energía, que permitió la liberación de 5 gigavatios de capacidad energética, equivalentes al 25 % de la generación eléctrica del país, habilitando la entrada de nuevos proyectos de energía limpia y fortaleciendo la confiabilidad del sistema eléctrico nacional.
Su trayectoria también ha estado vinculada a procesos estratégicos como la consultoría para el fortalecimiento del rol del Estado en el mercado eléctrico regulado y la incorporación de criterios técnicos y socioambientales en el análisis del cierre de minas de carbón y el desarrollo de parques solares en el corredor de vida Cesar–Magdalena, en el marco de una transición energética justa.
La designación de Indira Cristina Portocarrero consolida una visión de planeación energética que reconoce que la energía no es solo infraestructura y regulación, sino también territorio, personas y dignidad, y reafirma el compromiso del Estado con un sector energético más inclusivo, sostenible y técnicamente sólido.
El gobierno oficializó este miércoles la privatización del capital accionario de Transener, una empresa estratégica dentro del sector energético porque monopoliza la operación del sistema de líneas de alta tensión, que permanece en manos del Estado. Por medio de la resolución Nº 2090 del Ministerio de Economía formalizó el lanzamiento del proceso de venta del 50% de Citilec, la sociedad controlante de Transener, que está en poder de Enarsa.
Se espera que en las próximas horas se publique en el portal Contrat.ar, la plataforma digital controlado por la Oficina de Compras del Estado que se utilizó para reconcesionar las represas hidroeléctricas del Comahue, el pliego licitatorio con la letra chica del Concurso Público Nacional e Internacional para transferir la participación accionaria de Enarsa en Transener. Así lo hizo mediante la Resolución 2090/2025 en una edición suplementaria del Boletín Oficial.
Según indicaron a EconoJournal fuentes al tanto de la iniciativa, la compulsa deberá estar concluida a finales del verano. Los interesados deberán presentar ofertas el martes 23 de marzo por la mañana. El pliego prohíbe de forma taxativa que empresas controladas por Estados nacionales (de otros país) o provinciales participen de la licitación. Y establece como condición necesaria para inscribirse en el concurso que los participantes acrediten un patrimonio equivalente al valor accionario de Transener, cuya valuación bursátil supera hoy los 800 millones de dólares.
En el área energética del gobierno son optimistas y aspiran a que la venta del 50% de Citilec le permita al Estado recaudar más de US$ 200 millones. Será clave, en ese sentido, saber qué entorno financiero existirá en marzo de este año. La privatización de las centrales hidroeléctricas del Comahue terminó siendo un proceso competitivo porque el inesperado triunfo de LLA en las elecciones redujo el costo de financiamiento local e internacional. Ver cómo resuelve el gobierno los vencimientos de deuda en enero por más de US$ 4300 millones será un primer paso en esa dirección.
Acuerdo con Pampa
Un aspecto poco conocido del proceso de privatización, cuya resolución demoró el lanzamiento del concurso, fue la negociación con Pampa Energía, que controla el otro 50% de Citilec, para viabilizar en términos legales y económicos la operación de venta de la participación de Enarsa.
Sucede que el holding que encabeza Marcelo Mindlin poseía dos derechos contractuales que le permitían resguardar el valor de su participación en Transener. Por un lado, contaba con un Right of First Refusal (ROFR) o Derecho de Primera Preferencia, una cláusula que le permitía empardar y definir a su favor una oferta de un tercero por el 50% de Enarsa en Citilec. En la práctica, ese beneficio en poder de Pampa atentaba contra el proceso de privatización que impulsa el gobierno porque reducía la competencia en el concurso.
A su vez, Pampa poseía un segundo derecho contractual denominado Tag Along o Derecho de Acompañamiento, que le otorgaba la potestad de exigir a quien compre el 50% de Citilec que posee Enarsa que obligatoriamente adquiera también la participación accionaria de Pampa en los mismo términos y condiciones que los aceptados por la empresa estatal.
Marcelo Mindlin, presidente de Pampa Energía.
El Tag Along está pensado, por lo general, como un instrumento para busca evitar que accionistas minoritarios queden «atrapados» con un nuevo controlador no deseado, dándoles una vía de salida.
El gobierno terminó de negociar con Pampa hace dos semanas la cesión recíproca de ambos derechos. Eso implicó que tanto Pampa como Enarsa (y la empresa que compre su participación en Citilec) desistieron de ejercer ambos derechos. Para eso fue necesario modificar el acuerdo de accionistas original de Transener firmado en los ‘90, lo que motivó la intervención de la Procuración del Tesoro y también de la Comisión de Defensa a la Competencia. En el plano político, el cierre de la negociación motivó la participación de Marcelo Mindlin, del ministro Luis ‘Toto’ Caputo e incluso de Presidencia de la Nación.
El proceso de venta de Transener
La empresa transportista completa su cartera accionaria con un 20% de acciones en poder de la Anses, y un 28% restante en manos de tenedores privados de las acciones que cotizan en bolsa.
Las empresas interesados en Transener tendrán tres meses a partir de la publicación de los pliegos, que se asegura estarán desde el viernes en el portal Contrat.Ar, para preparar y presentar sus ofertas, tiempo que se consideraba necesario para abordar la complejidad técnica de la empresa.
Para avanzar con este proceso se realizó una tasación del paquete accionario, determinando un valor de US$ 205 millones por el 50% de Citilec.
Fuentes allegadas al proceso también explicaron a EconoJournal que en el pliego hay una cláusula que busca evitar que haya una inversión especulativa por parte de quien resulte adjudicado, y que obliga al comprador en caso de decidir una venta a menos de dos años de la privatización a transferirle al Estado nacional la mitad del resultado de la nueva operación de venta.
Mecanismo de privatización
En sus considerandos, la resolución de Economía especifica el alcance de la venta y el rol de la empresa estatal en la cadena de control al señalar que “Enarsa es titular del 50% de las acciones de la Compañía Inversora en Transmisión Eléctrica Citelec Sociedad Anónima (Citelec), sociedad de inversión que controla a Compañía de Transporte de Energía Eléctrica en Alta Tensión Transener Sociedad Anónima (Transener)”.
Asimismo, la norma aclara que esta licitación no contempla los mecanismos de preferencia previstos en legislaciones previas de privatización. “La modalidad y el procedimiento de privatización referidos no prevén el otorgamiento de las preferencias a las que refiere el artículo 16 de la ley 23.696 y sus modificatorias, como tampoco la implementación de un programa de propiedad participada”, se explicitó.
De acuerdo con el Artículo 5° de la resolución, los plazos críticos para los potenciales inversores son de consultas de pliego hasta el 13 de marzo de 2026; la presentación de ofertas hasta las 09.30 del 23 de marzo, y el acto de apertura a las 10 del 23 de marzo próximo. De esta manera se empieza a dar cumplimiento a los dispuesto a fines de julio, mediante la Resolución 1050/25, que estableció un proceso de 8 meses que para concretar la operación mediante una licitación nacional e internacional.
La resolución subraya la complejidad de la estructura societaria y la relevancia de los activos en cuestión, al señalar que Citelec no solo controla la red de alta tensión nacional a través de Transener, sino que también posee ramificaciones internacionales y regionales. “Citelec es accionista minoritaria y controlante indirecta, a través de Transener de las compañías Transener Internacional Ltda. y Empresa de Transporte de Energía Eléctrica por Distribución Troncal de la Provincia de Buenos Aires Sociedad Anónima (Ttransba)”.
Transener está integrada por casi 12.400 kilómetros de líneas de transmisión eléctrica, adicionando los 6.228 kilómetros de líneas que componen la red de su controlada Transba, y es el eje central sobre el cual el Gobierno también prevé en el primer trimestre del año lanzar una serie de licitaciones para la construcción de tres obras de alta tensión claves para aliviar la demanda sobre el sistema, garantizar la estabilidad del abastecimiento y permitir la vinculación de nuevas obras de generación en los principales corredores eléctricos.
La Legislatura fueguina sancionó la ley que permite la cesión de áreas petroleras operadas por YPF a la empresa estatal Terra Ignis Energía, marcando un punto de inflexión en la administración de los recursos naturales del territorio, comunicó el gobierno de la provincia.
Desde el directorio de Terra Ignis Energía, celebraron la aprobación y destacaron la importancia estratégica de esta norma.
En el contexto de un plan de reestructuración de negocios YPF ha venido desarrollando su decisión de dejar de operar áreas hidrocarburíferas convencionales en varias provincias patagónicas (Santa Cruz, Chubut, Río Negro) y otras, y negocia con los gobiernos las condiciones de su salida.
Tales áreas pasan a ser operadas por las empresas provinciales y/o por otras compañías petroleras privadas interesadas en este tipo de producción.
“Hoy es un día que marca un antes y un después en la gestión de nuestros recursos naturales. Celebramos la aprobación de la ley que permite la cesión de áreas de YPF a nuestra empresa estatal Terra Ignis Energía”, expresaron.
Los integrantes del Directorio hicieron especial hincapié en el trabajo legislativo que hizo posible este avance y agradecieron el compromiso del parlamento fueguino.
El Directorio hizo hincapié en los dos pilares centrales de la nueva ley: “Esta ley no solo es un acto de soberanía energética, sino una clara decisión de defender los puestos de trabajo en el sector hidrocarburífero fueguino”. “De esta manera, se garantiza la continuidad laboral de los trabajadores y trabajadoras del sector, uno de los ejes de la gestión del gobernador Gustavo Melella”, se destacó.
La ley sancionada permitirá que Terra Ignis Energía, la empresa energética de bandera provincial, asuma la operación directa de áreas productivas, iniciando un proceso de transferencia de conocimientos, tecnología y gestión. Esto posiciona a Tierra del Fuego no solo como productora, sino también como administradora activa de su riqueza hidrocarburífera, con el objetivo de reinvertir los beneficios en el desarrollo integral de la provincia.
Por otra parte, desde el Directorio de Terra Ignis Energía adelantaron que ya se viene trabajando con posibles socios de la empresa estatal para continuar con la operación de las áreas cedidas por YPF.
Este acuerdo representa un avance histórico hacia la soberanía energética de Tierra del Fuego y la consolidación de Terra Ignis Energía como una empresa estatal fuerte, capaz de liderar el desarrollo hidrocarburífero con una visión de futuro, sustentable y con valor local, se puntualizó.
La Provincia del Neuquén registró en noviembre último una producción de petróleo de 590.339 barriles por día, manteniendo niveles elevados en relación con los meses previos.
El volumen producido representa una variación positiva del 0,54 % con respecto a octubre, mientras que en términos interanuales el incremento fue del 28,64 %, destacó el gobierno provincial.
En el acumulado entre enero y noviembre, la producción muestra un crecimiento del 24,29 % en comparación con el mismo período de 2024.
Desde la lectura técnica provincial, estos resultados evidencian la continuidad y estabilidad del sistema productivo, con un fuerte aporte de los desarrollos no convencionales.
En noviembre, el petróleo no convencional alcanzó los 572.423 barriles diarios, concentrando el 96,97 % del total producido en la provincia, lo que confirma el peso estructural de este segmento dentro de la matriz hidrocarburífera neuquina, se puntualizó.
El comportamiento mensual de la producción de petróleo se explica, en gran medida, por el desempeño de áreas clave como Loma Campana, La Angostura Sur II, Bajo del Choique, La Invernada, Bajada del Palo Este y Bandurria Sur, que sostuvieron los niveles de producción y aportaron a la estabilidad operativa del conjunto del sistema.
En cuanto al gas natural, la producción de noviembre fue de 81,22 millones de metros cúbicos por día, lo que implica una disminución del 1,73 % respecto de octubre y una variación interanual del –2,96 por ciento. Sin embargo, el acumulado enero–noviembre de 2025 registra un incremento del 1,05 % en relación con el mismo período de 2024, lo que permite sostener una evaluación positiva del desempeño anual.
La producción de gas no convencional alcanzó los 73,13 millones de metros cúbicos diarios, representando el 90,04 % del total provincial, con predominio del gas shale, que aportó 63,97 millones de metros cúbicos por día (78,77 %), seguido por el gas tight, con 9,16 millones de metros cúbicos diarios (11,28 %) se detalló.
El gobierno neuquino consideró que “los indicadores de noviembre permiten proyectar un cierre de año con continuidad productiva y estabilidad operativa, fortaleciendo la planificación energética provincial y la previsibilidad del abastecimiento, en un escenario de alta participación del no convencional y sostenimiento de la actividad en las principales áreas productivas”.
La petrolera, junto al Gobierno de Santa Fe, impulsó una jornada técnica y de negocios para ampliar su red de abastecimiento. El objetivo es incorporar pymes industriales al desarrollo no convencional.
Pan American Energy (PAE) profundiza su estrategia de fortalecimiento de la cadena de valor local en Vaca Muerta y avanzó esta semana en la capacitación de más de 200 empresas con potencial para convertirse en proveedoras del sector energético. La iniciativa se llevó adelante junto al Ministerio de Desarrollo Productivo de Santa Fe, en un contexto marcado por la creciente demanda de bienes, servicios e innovación industrial que requiere el yacimiento no convencional.
La jornada reunió a firmas santafesinas interesadas en conocer los requisitos técnicos, operativos y de seguridad necesarios para integrarse a los proyectos de PAE. Según se informó, unas 40 empresas lograron avanzar a una ronda de negocios directa con representantes del área de compras de la compañía, lo que abrió la puerta a futuras vinculaciones comerciales.
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Desde el gobierno provincial destacaron el rol estratégico de Santa Fe como polo industrial capaz de acompañar el crecimiento de la actividad energética. El secretario de Desarrollo Industrial, Guillermo Beccani, subrayó la importancia del Estado como nexo entre las pymes y los grandes proyectos de inversión. “Estamos impulsando políticas activas de desarrollo de proveedores para que nuestras empresas puedan acceder a nuevas oportunidades y sostener su nivel de actividad”, afirmó.
PAE atraviesa una etapa de expansión que abarca proyectos en los segmentos upstream, midstream y downstream, además de iniciativas vinculadas a energías renovables.
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En ese marco, la compañía busca proveedores que cumplan con elevados estándares de calidad, seguridad y eficiencia, y que aporten competitividad y valor agregado. La incorporación de pymes del interior del país forma parte de una estrategia orientada a robustecer la cadena local y reducir la dependencia de insumos importados.
El líder de Gestión de Proveedores de PAE, Emiliano Schlotthauer, explicó que la empresa está enfocada en obras de ampliación y modernización de refinerías de gas y petróleo, además de proyectos vinculados a la transición energética. “Necesitamos proveedores eficientes, con experiencia, que cumplan con los estándares y tengan a la seguridad como prioridad”, señaló, y remarcó que cada firma debe aportar especialización y soluciones concretas para la industria.
Con el traspaso de las áreas de YPF a Terra Ignis, la isla inicia una nueva etapa de soberanía energética, continuidad productiva y relanzamiento de la actividad hidrocarburífera.
A partir de 2026, Tierra del Fuego comenzará a escribir un nuevo capítulo en su historia energética. Con la cesión de las áreas hidrocarburíferas que operaba YPF a la empresa estatal provincial Terra Ignis Energía S.A., la provincia dejará de ser un actor pasivo para convertirse en protagonista pleno del desarrollo del petróleo y el gas en su territorio. El acuerdo marca el inicio de una etapa de renacimiento productivo, con foco en la continuidad operativa, la preservación del empleo y la llegada de nuevas inversiones.
La formalización del traspaso se concretó esta semana en la Casa de la Provincia, con la firma del gobernador Gustavo Melella, el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, y el titular de Terra Ignis, Maximiliano Dalessio. La operación incluye siete áreas convencionales -Lago Fuego, Los Chorrillos y las fracciones A, B, C, D y E de Tierra del Fuego- que pasarán a control provincial a partir del 1° de enero de 2026, una vez cumplidas las instancias administrativas y legislativas correspondientes.
Todas las áreas están ubicadas en la Cuenca Austral y están dedicadas a la producción tradicional de petróleo y gas. Lago Fuego Oil and Gas Field es uno de los yacimientos más representativos de la provincia fueguina, con producción continua de gas y petróleo desde hace años, si bien de menor escala comparada con los grandes polos cupríferos y shale del país. Estas áreas han sido explotadas mediante pozos onshore que contribuyen al abastecimiento local y regional de energía y a la actividad económica de la isla.
Un punto de inflexión para la soberanía energética fueguina
Desde el Gobierno provincial definieron el acuerdo como una decisión estratégica que evita la paralización de los pozos, despeja la incertidumbre productiva y garantiza la continuidad laboral en un sector clave para la economía local. “Es un acuerdo histórico que marca un antes y un después para el futuro energético de nuestra provincia”, afirmó Melella, al destacar que Terra Ignis asumirá la operación y el desarrollo de los yacimientos con una mirada de largo plazo.
El mandatario subrayó que el traspaso permitirá consolidar la soberanía energética fueguina, fortalecer la matriz productiva y asegurar que la renta generada por el gas y el petróleo se reinvierta en el territorio, impulsando más producción, empleo y crecimiento local.
En ese marco, agradeció tanto a YPF por la predisposición al diálogo como al sindicato petrolero por acompañar un proceso pensado para sostener la actividad en el tiempo.
Transición ordenada y continuidad operativa
El camino hacia el traspaso comenzó en agosto, con la firma de un Memorando de Entendimiento (MOU) que dio inicio al proceso técnico, legal y ambiental. Desde entonces, equipos de Terra Ignis y YPF trabajaron en conjunto en un relevamiento integral de las áreas, con el objetivo de asegurar una transición ordenada y sin sobresaltos.
“Nos pusimos a trabajar con tres premisas claras: sostener la mayor cantidad de puestos de trabajo, que no caigan las regalías y avanzar en soberanía energética”, explicó Dalessio. En esa línea, se confirmó que el traspaso incluye pasivos ambientales y que YPF dejará un capital adicional para facilitar el desarrollo de nuevos negocios hidrocarburíferos bajo gestión provincial.
El reordenamiento de YPF y el nuevo rol de la provincia
Para YPF, la cesión de las áreas fueguinas se inscribe en su estrategia de reordenamiento de activos convencionales, uno de los pilares del Plan 4×4 que impulsa la compañía para concentrar inversiones en Vaca Muerta y consolidarse como un operador shale de clase mundial. “Este acuerdo nos permite enfocar recursos en proyectos de mayor escala y productividad, al tiempo que potencia el desarrollo hidrocarburífero en Tierra del Fuego”, había señalado Marín durante las negociaciones.
En paralelo, la provincia asume el desafío de gestionar directamente recursos estratégicos, con una lógica de asociaciones, reinversión local y desarrollo sustentable. El objetivo es claro: que el petróleo y el gas vuelvan a ser motores del crecimiento fueguino en un contexto de transformación del sector energético.
Esto suma solo depósitos bancarios y dólares -u otra moneda- físicos tanto en la Argentina como en el exterior. Si se suma el resto de las inversiones, asciende a más de US$ 200.000 millones, según datos del INDEC al tercer trimestre de este año.
Detrás del proyecto de Inocencia Fiscal: en 10 años los “dólares bajo el colchón” crecieron en más de US$ 100.000 millones.
En los últimos 10 años la cantidad de depósitos y dólares físicos -además de otras monedas- que están en el país o en el exterior y pertenecen a argentinos o empresas argentinas, aumentaron en más de US$ 100.000 millones.
Pasaron de US$ 153.309 millones en 2015 a US$ 260.443 millones en el tercer trimestre de este año, de acuerdo a los datos del INDEC. Incluso, ese incremento se dio si la comparación se hace contra el trimestre anterior, con un crecimiento en US$ 4.886 millones.
Buena parte de esta cifra es la que ahora está en la mira del Gobierno, que busca que esos dólares salgan del colchón, de cajas de seguridad y del exterior con su propuesta de inocencia fiscal, justamente para que esos dólares ingresen al sistema.
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Un trabajador de una cueva de cambio muestra billetes de 100 dólares, el 23 de Septiembre de 2025. Foto/Antonio Becerra.
Si a los dólares billetes se le suman inversiones en bonos y títulos externos, propiedades en el exterior, títulos de deuda, declarados o no, el total de activos externos en manos argentinas sumaba US$ 483.278 millones. En 2015 totalizaban U$S 271.766 millones.
A la fuerte suba de los depósitos y dólares billetes, se sumaron distintas inversiones financieras, como participaciones en fondos de inversión que en esos 10 años aumentaron de U$S 26.851 millones a U$S 69.968 millones en el tercer trimestre. Y en títulos de deuda subieron de U$S 14.322 millones a U$S 42.448 millones.
De la serie del INDEC surge que en 2006, tras la crisis de la convertibilidad, los “dólares del colchón” sumaban US$ 74.282 millones, y en 2009 cruzaron la barrera de los US$ 100.000 millones.
La tenencia de dólares crece con fuerza, y el Gobierno los quiere captar.La tenencia de dólares crece con fuerza, y el Gobierno los quiere captar.
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A comienzos de 2016 ya totalizaban US$ 154.682 millones -declarados o no-, y a inicios del gobierno de Alberto Fernández sumaban US$ 226.569 millones y alcanzaron los US$ 261.368 millones a fin de 2023.
En los siguientes 21 meses, ya iniciada la presidencia de Javier Milei, el rubro de dólares billetes y depósitos totalizaba US$ 260.443 millones y creció la inversión de cartera, como en fondos de inversión (US$ 69.968 millones versus US$ 55.053 millones de fin de 2023): en total los activos externos subieron de U$S 439.894 millones a U$S 483.278 millones.
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Estos números ilustran la fuerte salida o fuga de capitales (porque el grueso no está en el sistema) que se financió en parte con mayor deuda (por ejemplo, con el FMI y demás organismos internacionales, a los que se les adeudan casi U$S 100.000 millones ) un proceso que se fue acrecentando año tras año en medio de una fuerte depreciación del peso, brecha cambiaria, bajo crecimiento y recesión, alta inflación, parate de la actividad económica agravado por la pandemia y aumento de la informalidad.
Con la gestión de Milei, luego de la devaluación inicial, el peso se fue apreciando y se encarecieron los bienes y servicios en dólares y aumentaron las inversiones en fondos de inversión y títulos de deuda en moneda extranjera.
De este modo, mientras el Banco Central no tiene dólares, las divisas crecen en billetes bajo el colchón, en propiedades o inversiones financieras en el exterior y en acciones o títulos de deuda de gobiernos o empresas extranjeras.
El secretario General de la Gobernación habló de los temas más importantes en el cierre del año. Se refirió a la posible reforma previsional, el plan de obras, OSER, inversiones e Hidrovía, entre otros.
El secretario General de la Gobernación, Mauricio Colello, visitó los estudios de Canal 9 Litoral para dialogar sobre distintos temas de gestión en el cierre del año. El funcionario dijo que “es difícil hacer un balance” ya que hay “un montón de transformaciones que por el contexto que nos tocó asumir no pudimos realizar”, aunque sin embargo destacó otros avances.
“Los argentinos y los entrerrianos estamos haciendo un esfuerzo enorme”, dijo Colello, para quien desde el Estado se hizo “un cambio de paradigma, un cambio cultural en lo que tiene que ver con el funcionamiento del Estado”, donde los empresarios “nos ven como alguien que les toca la puerta para ver de qué manera podemos hacer sinergia, generar puestos de trabajo”.
En ese sentido, destacó los “esfuerzos” en materia energética, con inversiones y baja en tasas con impacto en las tarifas, como así también la eliminación de más de 100 tasas. Además, sostuvo que “ningún impuesto subió por encima de la inflación”.
Obras
Colello afirmó que hay que “generar las condiciones para que Entre Ríos sea un polo de atracción para inversiones, y es difícil hacerlo con el estado de infraestructura vial que tenemos”, por eso destacó la importancia de la inversión. “Aun en el peor contexto de recaudación, en apenas dos años logramos hacer un plan de bacheo con la recuperación del 30 por ciento de nuestras rutas”, dijo.
En ese sentido, habló de “escuelas que se lluven, y en apenas dos años un tercio de nuestras escuelas tienen intervención”, al igual que “el 30 por ciento de los hospitales, que han sido intervenidos en estos dos años”.
El funcionario remarcó que para ello hay que “mandar el dinero a donde tiene que ir, eliminar gastos improductivos”.
Caja de Jubilaciones
Respecto a la reforma previsional, uno de los temas que dominarán la agenda en 2026, el secretario de la Gobernación consideró que habrá acuerdo entre sectores: “No sólo confío en que vamos a lograr consensos, sino que lo vemos necesario. Es la Caja de Jubilaciones de los empleados públicos, y se genera déficit. Todos los empleados que se jubilan con Anses soportan en sus hombros el 82 por ciento móvil, Somos defensores, pero tenemos que ver cómo lo hacemos sostenible y que no recaiga en el sector privado”, argumentó.
Además, Colello sostuvo que “sin las reformas que hicimos” a comienzos de gestión, “a esta altura no se podría haber sostenido el 82 por ciento móvil”.
Obra Social de Entre Ríos
Sobre la Obra Social de Entre Ríos (OSER), creada este año por ley en reemplazo del Iosper, afirmó: “Como todas las transformaciones, nadie dijo que esto iba a ser fácil. Lo que estamos haciendo es aportar transparencia donde había oscuridad, orden donde había desorden. Estamos haciendo una administración austera, con responsabilidad, y peleando con los proveedores para bajar costos”, dijo.
Hidrovía
Por último, se refirió a la incorporación de Entre Ríos a la licitación de la Hidrovía del río Paraná, un tema que para él es central.
“Considero, y el gobernador lo dice también, que el dragado del río Paraná para nosotros significa lo que Vaca Muerta para el Sur, la Patagonia. Es una de las riquezas naturales que mayor potencialidad le pueden dar a la provincia en términos de crecimiento económico y laboral, de puestos de trabajo”, destacó.
La producción de hidrocarburos alcanzó en noviembre de 2025 los 857,7 mil barriles diarios de petróleo y 122,3 millones de m³ de gas por día. Vaca Muerta consolidó su rol estructural.
La producción de hidrocarburos en la Argentina marcó un nuevo récord histórico en noviembre de 2025, de acuerdo con los datos oficiales de la Secretaría de Energía de la Nación. La producción total de petróleo alcanzó los 857,7 mil barriles diarios (mbbl/d), mientras que la de gas natural trepó a 122,3 millones de metros cúbicos por día (MMm³/d), niveles inéditos para la industria local.
Detrás de este salto productivo aparece un dato estructural que confirma el cambio de era del sector energético argentino: Vaca Muerta ya explica cerca del 70% del petróleo y el gas que se produce en el país, consolidándose como el principal motor hidrocarburífero nacional y uno de los desarrollos no convencionales más relevantes a escala global.
Producción de petróleo y gas en Argentina
En noviembre, la producción total de hidrocarburos mostró comportamientos diferenciados entre petróleo y gas, aunque ambos se mantuvieron en niveles históricamente elevados. La producción de petróleo alcanzó los 857,7 mil barriles diarios, con una leve baja mensual del 0,2%, pero con un crecimiento interanual del 13,6%, consolidando una tendencia claramente expansiva.
El salto es aún más significativo en la comparación de largo plazo: el nivel actual es 62,8% superior al de febrero de 2020 y supera ampliamente los promedios anuales de los últimos años, que pasaron de 523,2 Mbbl/d en 2021 a 709,3 Mbbl/d en 2024, reflejando el fuerte impulso estructural del shale.
En gas natural, la producción total fue de 122,3 millones de metros cúbicos diarios, con una caída mensual del 1,4% y un retroceso interanual del 3,9%, aunque en un contexto de altos volúmenes históricos. Si bien el nivel se ubica por debajo de los promedios de 2021 a 2024, la serie confirma que el gas argentino opera en una meseta elevada, sostenida principalmente por el aporte del no convencional y con una marcada sensibilidad estacional.
Producción de petróleo y gas no convencional
La producción no convencional volvió a ser el principal motor del sector hidrocarburífero en noviembre. El petróleo shale y tight alcanzó los 579,8 mil barriles diarios, lo que representó el 67,6% del total nacional, con una suba mensual del 1,3% y un fuerte crecimiento interanual del 32,1%.
La expansión es aún más elocuente en la comparación de largo plazo: el nivel actual es 360,2% superior al de febrero de 2020 y más que triplica el promedio de 2021 (168,5 Mbbl/d), consolidando el cambio estructural de la matriz productiva impulsado por Vaca Muerta.
En el caso del gas no convencional, la producción fue de 76,6 millones de metros cúbicos diarios, equivalente al 62,6% del total, con estabilidad respecto del mes anterior y una leve baja interanual del 0,5%, aunque se mantiene muy por encima de los niveles históricos.
Desde 2021, el promedio anual pasó de 59,2 MMm³/d a 87,3 MMm³/d en 2024, confirmando que el shale gas sostiene el abastecimiento y la capacidad exportadora del sistema gasífero argentino.
Más pozos y mayor intensidad operativa
El récord de producción también se apoya en el fuerte aumento de la actividad de perforación y puesta en producción de pozos. En noviembre se registraron 96 pozos en perforación de explotación, lo que implicó una suba mensual del 1,1% y un salto interanual del 26,3%, confirmando un nivel de actividad sensiblemente superior al de los últimos años.
La comparación histórica refuerza esta tendencia: el número de pozos activos se ubica 50% por encima de febrero de 2020 y supera con amplitud los promedios anuales de 2021 (66 pozos), 2022 (72), 2023 (83) y 2024 (88).
Este mayor ritmo de perforación, concentrado especialmente en áreas no convencionales, refleja una industria que opera con más previsibilidad, escala y eficiencia, y que logró sostener una curva de crecimiento productivo tanto mensual como anual, aun en un contexto de reordenamiento macroeconómico y cambios regulatorios.
Neuquén, epicentro del nuevo ciclo energético
Neuquén volvió a concentrar el núcleo duro de la producción nacional. Según informó el gobierno provincial, en noviembre de 2025 la producción de petróleo alcanzó los 590.339 barriles diarios, con una suba del 0,54% respecto de octubre y un salto interanual del 28,64%. En el acumulado de enero a noviembre, el crecimiento fue del 24,29% frente a igual período de 2024.
El dato más contundente es que el 96,97% del petróleo producido en Neuquén fue no convencional, con 572.423 barriles diarios de shale, confirmando el peso estructural de Vaca Muerta dentro de la matriz provincial y nacional. Áreas como Loma Campana, La Angostura Sur II, Bajo del Choique–La Invernada, Bajada del Palo Este y Bandurria Sur explicaron gran parte de esta estabilidad productiva.
En gas natural, Neuquén registró una producción de 81,22 MMm³/d, con una leve baja mensual del 1,73%, pero con un crecimiento acumulado del 1,05% entre enero y noviembre. El gas no convencional representó el 90,04% del total provincial, con predominio del shale gas, que aportó 63,97 MMm³/d.
El proyecto minero Gualcamayo recibió la aprobación para ingresar al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI), con una inversión estimada en USD 665 millones. La confirmación llegó por parte del ministro de Economía, Luis Caputo, y marca el segundo emprendimiento sanjuanino aceptado en el esquema, tras el proyecto Los Azules.
La iniciativa, impulsada por Minas Argentinas S.A., del grupo Aisa Group, obtuvo dictamen favorable del Comité Evaluador del Gobierno nacional para el Proyecto Carbonatos Profundos. La decisión habilita el avance de una explotación con proyección mínima de 30 años, en un distrito que concentra más de cinco millones de onzas de oro en recursos certificados.
El plan contempla más de USD 660 millones en inversiones, con USD 50 millones destinados a exploración geológica. Según los datos técnicos, el yacimiento cuenta con 2,45 millones de onzas de oro ya categorizadas como reservas, bajo estándares internacionales.}
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En materia laboral, la empresa estimó que la etapa de construcción, prevista hacia fines de 2027, generará entre 1.000 y 1.500 puestos de trabajo. Una vez iniciada la producción, proyectada para 2029, se sostendrán unos 600 empleos directos permanentes.
El proyecto incluye una mina subterránea, una nueva planta de procesamiento y una planta de oxidación a presión (POX), tecnología poco frecuente a nivel mundial. También prevé un parque solar de 50 MW para abastecer la operación y reducir el impacto ambiental.
Desde el Ministerio de Minería confirmaron que se resolvió la instalación de un puente que se montará paralelo al que existe en el ingreso de la Villa Calingasta. De esta manera se busca poner fin a una polémica que surgió tiempo atrás por el posible paso de los camiones cargados desde Hualilán hasta Casposo por la villa departamental.
Lejos parece haber quedado aquel conflicto que surgió en noviembre, cuando desde la órbita política de Calingasta pusieron el ojo sobre cuáles iban a ser los caminos que utilizarían los camiones para trasladar minerales desde la mina Hualilán, en Ullum, hasta la planta de procesamiento de oro y plata de Casposo, en el departamento cordillerano.
Tras varios encuentros, idas y vueltas, finalmente se llegó a un principio de solución: colocar un puente Bailey para el ingreso a la Villa de Calingasta, pero sin circular por la zona urbana.
Así lo confirmaron fuentes del Ministerio de Minería durante un encuentro con la prensa sucedido la tarde del lunes en el marco de la presentación del balance de año
. Conforme señalaron, tras el reclamo por el paso de los camiones por la Villa de Calingasta y su impacto en la comunidad, se evaluó la posibilidad de un camino alternativo, el cual se definió el pasado 1° de diciembre, pero aún estaba en debate qué puente se iba a utilizar y bajo qué condiciones.
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El fundamento de la preocupación radicaba en el posible impacto vibratorio que los vehículos podían llegar a generar, poniendo en riesgo la integridad de estos bienes importantes para la conectividad calingastina.
Para no afectar la estructura actual del puente ubicado sobre el Río Los Patos que conecta la Ruta Nacional 149 con la villa departamental, la propuesta de la empresa Challenger Gold es instalar un puente Bailey. Se trata de un montaje de estructura metálica prefabricada cuyo montaje tendría una demora aproximada de cinco meses.
En el mientras tanto, se realizará un estudio de carga en el puente actual, para analizar cuánto es el peso máximo que soporta. Para ello, se permitirá el paso de cargamentos con hasta 25 toneladas de minerales por camión. El ministro de Minería, Juan Pablo Perea explicó que se autorizó la carga mínima para comenzar con los estudios, mientras se avanza con el montaje de la solución definitiva.
Cabe recordar que la proyección del proyecto minero es trasladar alrededor de 450.000 toneladas de material hacia la planta de Casposo en un periodo promedio de tres años, hasta que se culminen las obras de campamento y planta de tratamiento en el yacimiento ubicado en Ullum.
De esta manera, el transporte que salga desde Hualilán camino a Calingasta tomará en un primer momento el puente que está sobre el Río Los Patos, para luego continuar por un camino alternativo que se ubicará en el margen izquierdo del río por la zona de El Morado, hasta que se acondicione el camino de El Puntudo, cuya condición para el transporte de cargas ya fue evaluado por las autoridades del ministerio en noviembre.
El mercado empieza a mirar con otros ojos a una empresa clave de Vaca Muerta que, según nuevas proyecciones, podría ofrecer un recorrido alcista del 35%.
Las acciones de Pampa Energía volvieron a ganar protagonismo en las mesas de la City y entre los inversores internacionales. Un informe reciente de Proficio Investment inició cobertura sobre la compañía y fijó un precio objetivo de u$s121 para fines de 2026, lo que implica un potencial de suba del orden del 35% frente a las cotizaciones actuales en Nueva York.
La hipótesis de informe se centra en que el mercado todavía no termina de incorporar en precios la magnitud del crecimiento operativo que la empresa podría mostrar en los próximos años.
La tesis de inversión se apoya en una combinación de factores estructurales. Por un lado, el fuerte impulso que comienza a tomar el negocio de oil and gas en Vaca Muerta. Por otro, la estabilidad y previsibilidad que aporta el segmento de generación eléctrica en un contexto de reforma del mercado energético.
A eso se suma una valuación que, en términos relativos, sigue luciendo exigente frente a sus pares y frente a su propio potencial de generación de caja.
En la actualidad, la acción cotiza a múltiplos que no reflejan plenamente el cambio de escala que se espera a partir de 2026. Según el informe, Pampa opera en torno a 6,6 veces EV sobre EBITDA estimado para 2025, mientras que el EBITDA consolidado podría trepar hasta u$s1.122 millones en 2026, con una mejora sostenida de márgenes y una estructura financiera que se mantiene bajo control.
La combinación de crecimiento y estabilidad es, para los analistas, el principal atractivo del papel.
Vaca Muerta como motor
Pampa cuenta con una posición relevante en Vaca Muerta, tanto en shale oil como en shale gas, y con una cartera de bloques que todavía tiene mucho margen por desarrollar. Durante años, el foco de la compañía estuvo más puesto en el gas natural.
Sin embargo, a partir de 2024 el crecimiento comenzó a desplazarse con mayor fuerza hacia el crudo, especialmente en el bloque Rincón de Aranda.
Los datos operativos que surgen del informe muestran que los pozos ya conectados en esa área presentan rendimientos alineados con los mejores desarrollos de la cuenca. En ese contexto, el escenario base contempla que la producción de crudo pueda escalar hasta 58.000 barriles diarios, superando con holgura las previsiones originales presentadas en el Investor Day 2024. La clave es que Pampa todavía no agotó el potencial geológico de sus bloques y cuenta con equipamiento suficiente para acelerar el ritmo de perforación sin enfrentar cuellos de botella significativos.
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En gas natural, el panorama resulta igual de atractivo. Los bloques Sierra Chata y El Mangrullo muestran niveles de productividad que prácticamente duplican los de otros yacimientos comparables, lo que se traduce en menores requerimientos de inversión para sostener y expandir volúmenes.
Este punto es central, porque mejora la rentabilidad del negocio incluso en escenarios de precios más conservadores.
Además, el crecimiento en gas está directamente ligado a la ampliación de la infraestructura de transporte. La finalización de la ampliación del Gasoducto Perito Moreno y la entrada en operación de los proyectos de LNG flotante en los que participa la compañía permitirían elevar la producción hasta 20,4 millones de metros cúbicos diarios hacia el final de la década, lo que representa un incremento superior al 50% frente a los niveles esperados para 2025. Este salto consolida a Pampa como uno de los jugadores clave del esquema exportador de gas argentino.
Disciplina de inversión y foco en rentabilidad
Un aspecto que el mercado suele valorar es la disciplina en el uso del capital. En ese sentido, el informe destaca que Pampa mantiene un enfoque prudente en materia de Capex, con inversiones orientadas a proyectos de alta productividad y retorno claro. La compañía cuenta con tres equipos de perforación y un set de fractura que le permiten sostener el crecimiento proyectado sin necesidad de desembolsos extraordinarios en equipamiento adicional.
Esta estrategia se refleja en la evolución esperada del EBITDA del segmento de oil and gas, que podría estabilizarse por encima de los u$s1.200 millones hacia el final de la década, incluso bajo supuestos conservadores de precios internacionales. La lectura es clara la compañía no necesita un escenario excepcional para generar valor, sino simplemente ejecutar de manera consistente su plan de desarrollo.
Generación eléctrica
El segundo pilar del caso de inversión es el negocio de generación eléctrica. Pampa es la mayor generadora privada del país, con una capacidad instalada que supera los 5.400 MW y una participación de mercado cercana al 15%. Este segmento explica aproximadamente 40% del EBITDA total, con flujos de caja estables y una volatilidad sensiblemente menor a la del upstream.
La reciente reforma del Mercado Eléctrico Mayorista introduce un cambio de reglas que podría resultar muy favorable para la compañía. El nuevo esquema tiende a premiar a las centrales más eficientes y a aquellas que cuentan con autoabastecimiento de combustible, un punto donde Pampa corre con ventaja por la ubicación estratégica y la eficiencia de sus centrales térmicas.
De acuerdo con estimaciones de la propia empresa, la normalización del mercado eléctrico podría mejorar el EBITDA del segmento entre 10% y 15%, con un esquema de ingresos crecientemente dolarizados. Este factor no solo potencia los resultados, sino que también reduce el riesgo macro y la exposición a descalces cambiarios.
Además, la generación eléctrica funciona como un amortiguador frente a los vaivenes de los precios internacionales del crudo y del gas. Esta diversificación explica por qué la valuación de Pampa es menos sensible a los shocks externos que la de otras petroleras más concentradas en el upstream.
Menor sensibilidad
Otro punto que subraya el informe es la menor sensibilidad del precio objetivo frente a variaciones en los precios de la energía. Cada movimiento de 1% en el Brent impacta menos de 1% en el valor teórico de la acción, mientras que la sensibilidad al precio del gas es todavía más baja. Esto se debe al peso del negocio eléctrico y a la estabilidad de sus flujos de caja.
En un contexto internacional marcado por la volatilidad y la incertidumbre en torno a las tasas de interés y al crecimiento económico, este perfil defensivo relativo se vuelve especialmente atractivo. Pampa combina exposición a Vaca Muerta, uno de los principales activos energéticos de la región, con un negocio regulado que aporta previsibilidad y sostén financiero.
El mercado aún no termina de reflejar
Con una deuda manejable, un nivel de apalancamiento bajo y proyectos de crecimiento ya encaminados, Pampa Energía vuelve a posicionarse como una de las historias más sólidas dentro del sector energético argentino. El potencial de suba del 35% que surge del informe de Proficio Investment no descansa en supuestos agresivos, sino en la ejecución de un plan que ya está en marcha.
La iniciativa degradada hidrocarburos en suelos petroleros para bajar el riesgo cancerígeno en la comunidad y disminuir el daño a las plantaciones de verdura.
Mientras el sistema universitario resiste al ajuste y presiona al gobierno de Milei por mejores condiciones en el Presupuesto 2026, la Universidad Nacional de La Plata (UNLP) anunció que avanza con una estrategia científica que busca mitigar la contaminación en aguas y tierras, uno de los mayores peligros ambientales de la industria petrolera, principalmente en Vaca Muerta.
Investigadoras del Centro de Investigación y Desarrollo en Fermentaciones Industriales (Cindefi), dependiente de la Facultad de Ciencias Exactas (UNLP-Conicet), desarrollan un proyecto que busca reducir la contaminación de la tierra y el agua, afectadas con compuestos orgánicos de alto riesgo cancerígeno.
Se trata de una tecnología basada en microorganismos nativos para degradar hidrocarburos en suelos contaminados por derrames o desechos del petróleo como los de Vaca Muerta.
La iniciativa utiliza bacterias aisladas de suelos salinos de Neuquén, seleccionadas por su capacidad para descomponer residuos del petróleo y resistir las condiciones adversas del ambiente patagónico. El bioinsumo resultante es un inoculante microbiano diseñado para acelerar la biorremediación de zonas afectadas por la actividad extractiva.
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Según Marianela Macchi y Bibiana Coppotelli, a cargo del proyecto, “esta investigación surge a partir de la demanda de diversas empresas tratadoras de residuos peligrosos o que comercializan inoculantes (microorganismos para mejorar el cultivo y la fertilidad) en la provincia de Neuquén, que en los últimos años se acercaron al grupo de trabajo con interés en el desarrollo de inoculantes locales”.
El grupo ya había probado con éxito esta tecnología en suelos de la provincia de Buenos Aires y ahora busca adaptarla al contexto geológico y climático de la cuenca neuquina.
A diferencia de los productos comerciales importados -que suelen estar compuestos por microorganismos no autóctonos- este desarrollo se ajusta a la normativa neuquina, que prohíbe el uso de especies foráneas por sus posibles impactos ecológicos.
La tecnología apunta a una solución de bajo impacto ambiental, mediante la técnica del bioaumento se introducen bacterias específicas que “consumen” los hidrocarburos del suelo. Es decir, degradan compuestos tóxicos contaminados hasta convertirlos en sustancias inofensivas para el ambiente y la salud humana. Se trata de un mecanismo biológico que evita el uso de métodos fisicoquímicos o la incineración, prácticas que deterioran los suelos y elevan las emisiones de carbono, según explican Macchi y Coppotelli.
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Además de utilizar bacterias nativas, el equipo científico emplea residuos agroindustriales, como los generados por la industria de la sidra, para producir grandes volúmenes de biomasa microbiana. Este enfoque reduce los costos de producción y promueve una lógica de economía circular.
Los hidrocarburos policíclicos aromáticos (PAHs), objetivo principal de esta tecnología, son compuestos orgánicos persistentes, con alto poder cancerígeno y difícil eliminación. Su presencia en el suelo representa una amenaza para los ecosistemas y las comunidades locales, ya que afectan a todo tipo de plantaciones de vegetales que luego se consumen en las casas, al igual que al agua. “No eliminar estos pasivos ambientales en la zona contaminada, podría generar que estos se distribuyan en el ambiente, percolando en napas de agua y causando grandes daños a la salud humana y ambiental”, advierte la Dra. Coppotelli.
Actualmente, muchas empresas de la región acumulan los suelos contaminados a la espera de tratamientos, lo que genera un stock de pasivos ambientales sin resolver. “La solución paliativa de las empresas de la región frente a la creciente generación de estos contaminantes es acopiar los suelos contaminados hasta poder tratarlos con métodos fisicoquímicos o incinerarlos, los cuales tienen un efecto negativo sobre el medio ambiente y conllevan a la pérdida del valor del suelo, dejándolos inutilizables o muy pobres para el cultivo u otras actividades productivas”, remarca la Dra. Macchi.
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El equipo de investigación utiliza “consorcios sintéticos”, combinaciones de bacterias seleccionadas por su capacidad de cooperar y degradar distintos compuestos en conjunto. Estos consorcios ya demostraron eficacia en la eliminación de PAHs como fenantreno, antraceno y fluoreno.
La ventaja de usar bacterias autóctonas radica en que ya están adaptadas a las condiciones ambientales de la región compuestas de alta salinidad, metales pesados y variaciones extremas de temperatura. Esto mejora su supervivencia y potencia la efectividad de la biorremediación. De este modo, una vez realizadas las pruebas en el suelo neuquino y con los resultados en mano, se analizarán los pasos a seguir para escalar el proyecto en la región.
El proyecto fue reconocido recientemente con el primer premio del certamen “Ideas de Exactas 2025”, organizado por la Dirección de Vinculación Tecnológica de la UNLP. El equipo está conformado por Coppotelli (Conicet), la Macchi (CIC-PBA), Déborah Colman (CPA-Conicet), y los estudiantes Franco Damián Parra y Octavio Ellehoj (Bentre-CIC-PBA).
Ciencia pública en un contexto complejo
Sin embargo, la continuidad de este tipo de desarrollos enfrenta un escenario crítico. En lo que queda del año, el gobierno nacional buscará aprobar el Presupuesto 2026, que prevé asignar 4,8 billones de pesos al sistema universitario. Sin embargo, el Consejo Interuniversitario Nacional (CIN) considera que la cifra es insuficiente y reclama un piso de 7,2 billones para sostener el funcionamiento básico, los salarios y el mantenimiento de las instituciones.
El pozo Nashville fue perforado a más de 8 km por debajo del lecho marino y encontró hidrocarburos en el esquisto Norflett.
Shell e INEOS Energy han anunciado el primer descubrimiento de petróleo en el Golfo de América. luego de que se confirmó la presencia de hidrocarburos en el pozo exploratorio de Nashville. que es una fuente Norphlet de aguas profundas.
INEOS posee una participación del 21% en el descubrimiento. mientras que Shell es el operador y el 79% restante.
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El pozo Nashville se perforó a más de 8 km por debajo del lecho marino.
Los hidrocarburos se encuentran en la capa de Norphlet. Se dice que es una de las formaciones de aguas profundas más prometedoras de la región.
David Bucknall, director ejecutivo de INEOS Energy, dijo: “Este es un gran resultado para INEOS Energy y un paso importante en el desarrollo de nuestra presencia en el Golfo de EE. UU. Es una fuente para encontrar y desarrollar recursos de clase mundial de manera responsable.
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“Creemos que Nashville ayudará a fortalecer nuestra seguridad energética y proporcionará suministros confiables durante muchos años”.
El pozo se perforó utilizando Deepwater Proteus, que afirma ser una de las plataformas de perforación marinas más avanzadas del mundo.
Se están realizando más trabajos técnicos para determinar el tamaño del descubrimiento.
El descubrimiento de Nashville podría vincularse a la cercana plataforma de producción Appomattox de Shell. que es operada y propiedad conjunta de Shell con INEOS.
“Los resultados de la perforación de Nashville son muy alentadores”, dijo Heather Osecki, directora ejecutiva de INEOS Energy US Gulf Business. Y es totalmente consistente con lo que esperábamos.
Future Energy Summit (FES) confirmó su regreso a la Argentina en 2026 con su tercera edición. El encuentro se desarrollará los días 4 y 5 de marzo en la Ciudad de Buenos Aires y se realizará en un momento clave para el sector eléctrico argentino, atravesado por cambios estructurales que redefinen la lógica de precios, contratos y mecanismos de abastecimiento.
La realización de FES Argentina 2026 se apoya en la trayectoria consolidada del encuentro en ediciones anteriores y, especialmente, en el respaldo institucional que dejó FES Argentina 2025, donde durante dos jornadas se reunieron más de 500 líderes del sector energético.
Cientos de CEOs de empresas renovables, autoridades nacionales y provinciales, referentes tecnológicos y representantes de entidades financieras participaron de instancias de debate estratégico, networking de alto nivel y transmisiones en vivo, posicionando al evento como uno de los encuentros más relevantes de la región.
La edición 2025 contó con el acompañamiento de un amplio ecosistema de empresas líderes de la cadena de valor energética. Entre ellas se destacaron Huawei como partner Platinum, JA Solar, Secco y Seraphim como Diamond, junto a Trina Solar, Goldwind y Sungrow como Gold, además de numerosas compañías estratégicas que reflejaron la diversidad tecnológica, financiera e industrial del sector.
Este respaldo empresarial reforzó el rol de FES como un espacio donde se discuten tendencias de mercado y se generan vínculos que impulsan nuevos proyectos de inversión.
Con ese antecedente, FES Argentina 2026 llegará en un escenario marcado por la reestructuración del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), ya que el Gobierno argentino avanza en un nuevo esquema regulatorio que redefine las reglas para la generación y la comercialización de energía, con el objetivo de abandonar un modelo centralizado y administrado para dar paso a uno basado en señales reales de precios, mayor competencia y contratación directa entre las partes.
Este rediseño introduce cambios significativos en la forma en que se abastece el sistema eléctrico. El nuevo marco normativo otorga un rol operativo central al Mercado a Término (MAT), que pasa a ser un instrumento clave para la transición hacia un esquema más competitivo.
A partir de su entrada en vigencia, los distribuidores del MEM deberán cubrir al menos el 75% de su demanda estacionalizada mediante contratos bilaterales, lo que implica un traslado efectivo de las decisiones de compra y venta de energía al mercado.
En este contexto, las energías renovables adquieren un papel estratégico, tanto por su competitividad en costos como por su capacidad de integrarse a esquemas de contratación de largo plazo que aporten estabilidad al sistema.
La agenda de FES Argentina 2026 estará diseñada para abordar estos desafíos desde una mirada técnica y estratégica; por lo que los debates recorrerán aspectos regulatorios, innovación tecnológica, financiamiento de proyectos y proyección de largo plazo del sector eléctrico, con la participación de funcionarios de primer nivel y ejecutivos C Level de empresas líderes.
De cara a la próxima edición en 2026, FES ya cuenta con el respaldo de Jinko Solar, Goldwind, GameChange, FMO y COARCO como partners confirmados, lo que anticipa un alto nivel de participación empresarial.
Y como en cada edición, el encuentro volverá a destacarse por sus espacios de networking, donde cientos de representantes de empresas, desarrolladores y entidades financieras se congregan para avanzar en acuerdos que fomentan la transición energética en el país y en la región.
En un contexto de redefinición profunda del sistema eléctrico, Future Energy Summit Argentina 2026 se proyecta como una plataforma estratégica para comprender el nuevo escenario, anticipar tendencias y participar de las discusiones que marcarán el rumbo del sector energético argentino en los próximos años.
El sector eólico proyecta un crecimiento del 16% en su capacidad instalada antes de 2030, impulsado por los permisos recientemente adjudicados en convocatorias oficiales. La estimación surge de la Asociación Mexicana de Energía Eólica (AMDEE), que considera que si se ejecutan los proyectos aprobados hasta ahora, México podría incrementar sustancialmente sus parques operativo de aquí al 2030.
“Si ahora tenemos casi 8 GW, con los permisos nuevos estaríamos aumentando nuestra participación en un 16% en los próximos tres o cuatro años”, proyectó Mauricio Herrera, director adjunto de la AMDEE.
«Los requisitos y los tiempos para cumplirlos fueron bastante cortos. Si no estabas preparado, era difícil cumplirlos. Era para aquellos proyectos que ya tenían cierto nivel de avance. Entendemos que hubo un buen número de solicitudes, pero solo quienes tenían todo listo pudieron quedar”, manifestó Herrera.
Pese a sus limitaciones, el proceso marcó un punto de inflexión para un sector que llevaba años sin incorporaciones relevantes ni nuevos permisos.
Desde la AMDEE consideran que la medida no solo permitió destrabar proyectos detenidos, sino que también envió una señal política y técnica de reapertura hacia el capital privado.
Herrera considera que esta clase de iniciativas puede volverse un instrumento útil para agilizar la ejecución de parques que ya superaron etapas críticas. Pero subraya que el esquema debe consolidarse.
“Ya hoy conocemos cuál es el mecanismo. Los desarrolladores pueden irse preparando con la documentación y todo, para que cuando se dé precisamente la convocatoria, ya estén listos”, anticipó, en referencia a la nueva ronda prevista para finales de enero.
En ese sentido, valora positivamente los resultados obtenidos hasta ahora: “Cerca de un giga de capacidad eólica nueva es una muy buena noticia, definitivamente».
Este avance se da en el marco de una transformación más profunda. Durante 2025 se materializó una reforma constitucional que redefinió el mercado eléctrico, estableciendo que la Comisión Federal de Electricidad (CFE) debe conservar al menos el 54% de participación en el sector.
Esto dio origen a la nueva Ley del Sector Eléctrico, publicada en marzo, y a su complemento: la Ley de Planeación y Transición Energética.
Ambas normativas se consolidaron en octubre con la publicación de reglamentos técnicos e instrumentos operativos como la planeación vinculante, que establece qué tecnologías serán priorizadas, en qué regiones y bajo qué criterios.
“Este esquema nos indica cuál es la ruta a seguir: qué se debe hacer, qué tecnologías se van a implementar, dónde y cuándo”, resumió Herrera.
Con ese marco legal en marcha, el sector espera que las convocatorias continúen y se afiancen nuevas reglas de participación. Pero Herrera insistió en que el crecimiento depende de mucho más que autorizaciones puntuales. Aseguró que, si bien las señales del Gobierno son positivas, el desarrollo estructural del sistema sigue siendo insuficiente. El primer gran obstáculo es la capacidad de transmisión.
El referente de la asociación apuntó en la necesidad de que se concreten cuanto antes las inversiones previstas para ampliar la Red Nacional de Transmisión y la Red General de Distribución. También urge avanzar en la normativa de almacenamiento, una tecnología clave para dar confiabilidad al sistema y rentabilidad a los proyectos renovables. “
Va a haber una propuesta del CENACE con la metodología para el dimensionamiento de los sistemas de almacenamiento y su asociación con los proyectos renovables”, anticipó. A la espera de nuevas definiciones, el sector también observa con atención los proyectos híbridos, que aún no cuentan con regulación específica.
De cara a 2026, el sector anticipa que el proceso de transformación continuará. “La regulación no está completa”, advierte Herrera. Se esperan cambios en las reglas del mercado, actualizaciones sobre esquemas de remuneración y la publicación del nuevo Plan de Desarrollo del Sector Eléctrico, que marcará los lineamientos a largo plazo del sistema y debería estar listo hacia mayo del próximo año.
Mientras tanto, existe una cartera de proyectos eólicos lista para activarse si se consolida el marco normativo. Tal como informó Energía Estratégica, la AMDEE identifica 30 iniciativas con predios definidos y acuerdos de renta de reserva, que en conjunto suman 5000 MW de capacidad.
“Esto viene en cascada”, concluyó Herrera. La industria ya comenzó a responder, pero para sostener el impulso necesita que las definiciones bajen desde la Constitución hasta los reglamentos técnicos y las reglas operativas del mercado. La señal ya fue dada; ahora, el sector espera continuidad.
A partir de enero se disolverá el actual modelo dividido en tres niveles de usuarios según ingresos (N1, N2 y N3) y sólo habrá dos categorías: los hogares que reciben subsidios y los que no los perciben.
El Gobierno pondrá en marcha un nuevo régimen de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF), a partir del 1º de enero de 2026, que reemplazará definitivamente a la segmentación tarifaria heredada de la gestión de Alberto Fernández. El objetivo del Ejecutivo consiste en concentrar la asistencia estatal en los hogares más vulnerables y avanzar en un esquema de precios alineado con los costos reales de la energía.
En los hechos, dejará de existir el actual modelo dividido en tres niveles de usuarios según ingresos (N1, N2 y N3) y sólo habrá dos categorías: los hogares que reciben subsidios y los que no los perciben.
Este 20 de diciembre concluyó el período de 15 días de consulta pública que otorgó el gobierno para establecer el nuevo esquema de subsidios, que era el paso formal que el Ejecutivo necesitaba para avanzar sobre la nueva política tarifaria.
Qué cambia respecto del esquema actual y quiénes seguirán recibiendo subsidios
Mientras que la segmentación vigente distinguía entre altos, medios y bajos ingresos, el nuevo sistema de subsidios fusionará en un mismo grupo a los hogares de menores ingresos y a gran parte de los sectores medios que hoy reciben asistencia. De este modo, el Estado dejará de subsidiar de forma diferenciada a los usuarios N2 y N3 y pasará a otorgar una única subvención focalizada, basada en el nivel de ingresos del hogar.
Según lo informado por el Gobierno, quedarán dentro del universo subsidiado aquellos hogares cuyos ingresos totales —suma de los haberes de todos los adultos del grupo familiar— sean inferiores a tres Canastas Básicas Totales (CBT) para un hogar tipo de cuatro integrantes (dos adultos y dos menores), medida por el INDEC. Con valores de noviembre, ese umbral ronda los $3,7 millones mensuales.
Además del ingreso, seguirán vigentes los criterios de exclusión patrimonial, como la titularidad de más de un inmueble, la posesión de aeronaves o embarcaciones de lujo, vehículos de alta gama o la compra reciente de moneda extranjera, entre otros. Los hogares que superen ese nivel de ingresos quedarán automáticamente fuera del esquema y comenzarán a pagar el precio plenode la energía eléctrica y el gas natural.
¿Cuál será el impacto del nuevo esquema de subsidios?
De acuerdo con estimaciones oficiales, el impacto del nuevo esquema será acotado en su primera etapa. Alrededor del 4% de los hogares que hoy reciben algún tipo de subsidioperderán la ayuda estatal en 2026. Se trata de los usuarios del actual segmento N3 cuyos ingresos superan el nuevo umbral fijado.
Por ejemplo, en el caso del servicio eléctrico, unos 145.000 usuarios residenciales dejarán de estar subsidiados sobre un total de 16,6 millones de clientes en todo el país.
Cómo evolucionará el nivel de subsidios durante 2026
El porcentaje del precio que cubrirá el Estado no será fijo. A lo largo de 2026 se aplicará un sendero decreciente de subsidios para los hogares alcanzados por el SEF. En enero, el Tesoro cubrirá alrededor del 75% del Precio Estacional de la Energía Eléctrica (PEST) y del precio del gas en el punto de ingreso al sistema (PIST).
Con el transcurso de los meses, ese aporte irá bajando hasta llegar a un objetivo del 50% hacia diciembre de 2026. En ese sentido, el Gobierno anticipa que durante el verano el impacto sobre las facturas de los hogares subsidiados será limitado, mientras que el mayor ajuste se sentirá en los usuarios de mayores ingresos, que desde enero comenzarán a pagar la tarifa plena.
Alrededor del 4% de los hogares que hoy reciben algún tipo de subsidio perderán la ayuda estatal en 2026.
Bloques de consumo subsidiados
Los hogares que continúen dentro del esquema recibirán subsidios sobre un bloque mensual de hasta 300 kWh de electricidad. Ese valor surge como un promedio entre los topes actuales de los hogares N2 y N3.
El consumo que supere ese umbral será facturado a precio pleno, incluso para los usuarios subsidiados, con el objetivo de desalentar consumos elevados.
Qué pasa con el Programa Hogar
Otro de los ejes centrales de la nueva política tarifaria es la eliminación del Programa Hogar a partir de 2026. Los 3,36 millones de hogares que hoy reciben subsidios para la compra de garrafas de gas serán incorporados al esquema SEF.
Estos usuarios deberán inscribirse en el Registro de Acceso a los Subsidios de Energía (RASE) —que cambiará de denominación— y pasarán a recibir una ayuda económica equivalente al costo de una garrafa de 10 kilos durante los meses de frío y media garrafa el resto del año, con acreditación a través de billeteras virtuales. En términos reales, el beneficio será superior al que perciben en la actualidad.
Desde la Secretaría de Energía remarcan que el nuevo sistema permitirá reforzar la cobertura de los hogares que dependen del gas licuado de petróleo (GLP), uno de los segmentos que enfrenta los costos energéticos más altos.
El objetivo del nuevo esquema
Desde el área energética sostienen que el SEF forma parte de un período de transición destinado a corregir distorsiones históricas de precios, garantizar la sostenibilidad del sistema energético y preservar mecanismos de protección para los sectores más vulnerables.
En ese marco, el Gobierno descartó asignaciones automáticas de subsidios basadas exclusivamente en otros programas sociales y defendió la integración del RASE como herramienta central para garantizar una focalización más precisa.
El próximo 12 de febrero en Madrid, se celebrará la cuarta edición del Future Energy Summit (FES) Iberia – Renewables & Storage 2026, el foro más importante de Hispanoamérica enfocado en energías limpias, almacenamiento e integración de tecnologías.
Este encuentro marcará el inicio de la gira internacional 2026 de FES, que incluirá nueve eventos en mercados clave, posicionándose como una referencia global dentro del sector de las renovables y el almacenamiento.
FES Iberia 2026 contará con una amplia participación de referentes institucionales, ejecutivos de alto nivel y líderes tecnológicos, quienes abordarán los desafíos y oportunidades que enfrenta la transición energética en un contexto de transformación industrial, geopolítica e inversión internacional.
Desde el sector institucional y gubernamental, se destaca la participación de Carmen López Ocón, Directora de Energías Renovables y Mercado Eléctrico del IDAE, autoridad clave en el diseño de políticas públicas para la integración de las renovables en el sistema español.
La acompañará Manuel Larrasa Rodríguez, Secretario General de Energía y Minas de la Junta de Andalucía, aportando una visión desde el ámbito autonómico, con foco en oportunidades regionales.
Por parte de las utilities y generadores líderes, han confirmado su presencia Rocío Sicre, directora general de España en EDP Renewables, y Álvaro Pérez de Lema, CEO de Saeta Yield, quienes compartirán estrategias de expansión, modelos de inversión y evolución de portafolios.
Del lado de las compañías tecnológicas y fabricantes, participará Andrés Hernando, CTO de Huawei, aportando perspectiva sobre digitalización, inteligencia de red y optimización de activos. También estarán Jesús Heras, Technical Director SouthWest Europe de Wattkraft, y Oscar Aira, Managing Director Europe & Latin America de GameChange, con foco en soluciones para utility scale y eficiencia operativa.
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.
Entre las empresas con presencia creciente en Iberia, se destaca Carolina Nester, Head of Operations Iberia de Sonnedix, junto a Angel Alegría, Head of Commercial de Schletter, y Arancha García, Chief Integration & Transformation Officer de Templus, quienes abordarán temas relacionados con implementación, operación y transformación del modelo energético.
En representación del ecosistema de negocios y financiación, participará Chema Zabala, Managing Director de Alantra Energy Transition, aportando análisis sobre tendencias de inversión, instrumentos financieros y proyectos bancables. Desde el sector asociativo, estará presente Raúl García Posada, Director de ASEALEN, aportando la mirada desde el autoconsumo y la generación distribuida.
La cobertura periodística estará a cargo de los periodistas Emilia Lardizábal y Gastón Fenés, de Energía Estratégica, medio especializado que sigue de cerca el desarrollo de los mercados energéticos en Europa y América Latina.
Como es habitual en cada edición de FES, se esperan espacios de networking intensivo, donde representantes de las principales compañías del sector energético regional y global avanzan en acuerdos comerciales, alianzas estratégicas y oportunidades de cooperación que potencian la transición energética en sus respectivos mercados.
Con más de 50 líderes confirmados, una agenda focalizada en el futuro energético y un entorno favorable para el diálogo multisectorial, FES Iberia 2026 consolidará una vez más a Madrid como hub de referencia en la evolución del sector energético internacional.
Enel Generación Chile se quedó con la segunda licitación de suministro del 2025 Chile. La compañía fue la única adjudicataria por los 1470 GWh/año de la convocatoria para abastecer a los clientes regulados durante 2026, a un precio promedio de 98,699 US$/MWh.
El diseño del proceso consideró un período de suministro de un año por un total de 1470 GWh/año, distribuido en dos zonas de suministro: Zona 2, con 298 GWh/año, y Zona 3, con 1.172 GWh/año. Cada uno de los dos bloques zonales se encuentra compuesto, a su turno, por tres bloques horarios, permitiendo una adecuada adaptación a las condiciones operativas del sistema eléctrico.
Además, este consideró la aplicación del Mecanismo de Ajuste de Precio propio de las licitaciones excepcionales de corto plazo, herramienta que permite adecuar el precio horario del contrato en función de las condiciones reales de operación del sistema eléctrico, lo cual acota los riesgos para incentivar la participación y permite compartir costos y beneficios entre suministrador y cliente.
La evaluación de las ofertas se realizó mediante un algoritmo que compara el Precio Nivelado de las propuestas, el cual corresponde al valor presente equivalente del precio ofertado, considerando su fórmula de indexación. Para ello, se utilizaron proyecciones públicas de índices de precios de combustibles provenientes del Short Term Energy Outlook de octubre de 2025, elaborado por la U.S. Energy Information Administration.
El precio de reserva fue fijado en 129,108 US$/MWh, equivalente a 1,5 veces el componente de energía del Precio Medio de Mercado (E PMM) vigente al momento del llamado.
No obstante el precio adjudicado fue de 98,699 US$/MWh, la operación del Mecanismo de Ajuste podría implicar que el pago de los clientes resulte significativamente menor. Lo anterior se debe a que este Mecanismo de Ajuste modifica el precio que paga el cliente en función del costo marginal del sistema y las proyecciones de operación del sistema eléctrico prevén bajos costos marginales promedios, que finalmente dependerán de las condiciones hidrológicas y operativas de 2026.
En ese contexto, un total de 7 empresas presentaron ofertas el pasado 2 de diciembre, superando ampliamente la energía licitada: se recibieron 72 ofertas, por el equivalente a 2,5 veces la energía requerida.
De acuerdo con el procedimiento definido, se seleccionó la combinación de ofertas que minimiza el Precio Nivelado medio ponderado del conjunto de los bloques zonales y horarios, asegurando simultáneamente el abastecimiento completo del suministro licitado.
El secretario ejecutivo (s) de la Comisión Nacional de Energía, MauricioFunes, manifestó que “los resultados de esta licitación confirman la vigencia y eficacia de los mecanismos que establece la legislación eléctrica para asegurar el suministro en escenarios complejos, como el correspondiente al año 2026″.
«El inicio del suministro por parte de la empresa adjudicada en el corto plazo demuestra que el diseño institucional está operando adecuadamente y que existe un alto nivel de confianza de los actores del mercado en la certeza y confiabilidad del proceso”, agregó.
«La respuesta del mercado entrega una señal positiva, en un contexto que naturalmente está condicionado por las variables propias del mercado. Desde esa perspectiva, esperamos contar con un mix de contratos que permitan que los clientes accedan a energía a precios competitivos, tanto en el largo como en el corto plazo”, manifestó Juan Meriches, director ejecutivo de Empresas Eléctricas A.G..
«En esta licitación enfrentamos una demanda acotada, pero con una oferta que fue 2,5 veces superior y con la participación de siete oferentes, lo que refleja claramente el interés del mercado. Si bien como sector siempre privilegiamos soluciones de más largo plazo, esta primera experiencia demuestra que el mecanismo funciona y entrega certezas tanto a los clientes como al mercado. Finalmente, felicitamos a la empresa adjudicada por el resultado obtenido y agradecemos nuevamente a todos quienes contribuyeron al buen desarrollo de este proceso”, indicó el gerente general de la Federación Nacional de Cooperativas Eléctricas (Fenacopel), Patricio Molina.
YPF Luz puso en marcha los primeros 100 MW del Parque Solar El Quemado en Mendoza, el proyecto fotovoltaico más grande del país y el séptimo desarrollo renovable de la compañía.
Con esta habilitación, YPF Luz duplica su capacidad instalada de energía solar, que ahora alcanza los 200 MW, consolidando un avance decisivo en la expansión de la generación renovable en Argentina.
El parque alcanzará una capacidad instalada total de 305 MW, que se incorporarán de manera escalonada hasta completar su puesta en marcha en el primer semestre de 2026. Con una inversión aproximada de USD 210 millones, el proyecto ya supera el 80% de avance en su construcción.
Este hito en la construcción llega después de superar con éxito todas las pruebas correspondientes, previas a la habilitación comercial. A principios de diciembre, se realizó la energización del parque, es decir, la conexión de la nueva estación transformadora El Quemado al SADI.
Esta vinculación a la red inició la fase de comisionado, en conjunto a una serie de pruebas funcionales que fueron la antesala a la puesta en servicio y generación de energía.
«La puesta en marcha de esta primera etapa del Parque Solar El Quemado refleja nuestro compromiso con el desarrollo de la matriz energética del país. Cerramos el año cumpliendo con este gran hito, que abastecerá de energía renovable a las diferentes industrias argentinas. Este paso nos motiva a ir por más y a seguir desafiándonos en 2026 para acompañar el desarrollo de la industria argentina”, expresó Martín Mandarano, CEO de YPF Luz.
Características Técnicas de El Quemado
Ubicación: departamento de Las Heras, a 53 km de la ciudad de Mendoza. • Factor de capacidad estimado: 31,4%.
Potencia instalada: 305 MW.
Inversión: USD 210 millones aprox.
511.000 paneles fotovoltaicos bifaciales.
Plazo total de construcción: 18 meses. La obra inició en enero de 2025. • Empleo en etapa de obra: más de 400 personas en el pico de obra.
87% empleos locales en etapa de obra.
Superficie: más de 600 hectáreas.
Interconexión: se conecta al Sistema Argentino de Transporte Eléctrico (SADI) a través de una nueva estación transformadora de 220/33kV.
Beneficio energético: generará energía equivalente al consumo de más de 233.000 hogares argentinos, es decir, suficiente para cubrir la demanda de todos los hogares de la Ciudad de Mendoza, y de los departamentos de Las Heras y Levalle.
METLEN Energy & Metals concretó la venta de un gran segmento de su cartera chilena, que incluye cuatro proyectos con una capacidad solar operativa de 588 MW respaldados por sistemas de almacenamiento de energía de baterías (“BESS”) construidos y ubicados conjuntamente con una capacidad de 1610 MWh.
Esta transacción con GAC RS Chile II SpA, filial de Glenfarne Group, LLC (“ Glenfarne ”) forma parte del Plan Global de Rotación de Activos de METLEN. Con el cumplimiento de ciertas condiciones, la contraprestación total de USD 865 millones refleja las oportunidades de creación de valor que surgen en el mercado chileno, junto con nuestro rol integral en la operación de los proyectos de esta creciente clase de activos híbridos (fotovoltaicos y BESS coubicados).
Evangelos Mytilineos, presidente de METLEN Energy & Metals, destacó la oportunidad que ofrece esta transacción: el proyecto solar y BESS ubicado conjuntamente allanará el camino hacia el Plan Global de Rotación de Activos de la compañía.
«Con nuevos proyectos desarrollados de forma híbrida, pero también mediante la hibridación de proyectos solares existentes, la Plataforma de Transición Energética de METLEN se encuentra en una posición privilegiada para aprovechar esta oportunidad emergente y en crecimiento», señalaron desde la compañía.
Con motivo del cierre, Nikos Papapetrou, director ejecutivo de la Plataforma de Transición Energética y Renovables, declaró: «La finalización de esta histórica transacción demuestra nuestra sólida capacidad de ejecución en Latinoamérica, así como la singular capacidad de METLEN para ofrecer una propuesta de valor integral a la comunidad inversora en el marco de su Plan de Rotación de Activos».
«Dado que Chile es pionero en BESS de larga duración, estamos aprovechando nuestro conocimiento en desarrollo, diseño, ingeniería y construcción para generar valor a largo plazo en el cambiante panorama global de las energías renovables», agregó.
«Con esta adquisición, Glenfarne aumenta la diversidad tecnológica de nuestra infraestructura al aumentar la capacidad de baterías y la diversificación geográfica y de ingresos. METLEN ha sido un socio excepcional durante toda esta transacción, y nuestro enfoque común en la seguridad energética y la sostenibilidad crea oportunidades de cooperación futura en los negocios de Glenfarne en América», complementó Brendan Duval, director ejecutivo y fundador de Glenfarne.
El Ministerio de Minas y Energía (MME) de Brasil y la Empresa de Investigación Energética (EPE) publicaron el Folleto de Transmisión de Energía del Plan Decenal de Expansión Energética 2035 (PDE 2035).
El estudio presenta la proyección de inversiones previstas para la expansión del sistema de transmisión hasta 2035, lo que refleja la necesidad de abordar un sector en rápida transformación, marcado por el crecimiento de las fuentes renovables y la entrada de grandes cargas.
En este contexto, el estudio evaluó tres escenarios de expansión: un escenario de referencia, adoptado como base del Plan de Desarrollo Energético 2035 (PDE 2035), y dos escenarios alternativos, uno optimista y otro pesimista, con menor probabilidad de ocurrencia. En el escenario de referencia, se proyectan inversiones de aproximadamente R$ 120 mil millones en el sistema de transmisión para el año 2035.
Además de los resultados respecto a la expansión del sistema de transmisión, con la presentación de la evolución física de la red y proyecciones de inversión, el documento PDE 2035 también presenta otros temas relevantes relacionados con la planificación de la expansión de la transmisión, tales como:
(i) Datos sobre estudios de transmisión destacados: En este contexto, merece especial atención el estudio sobre la expansión de las interconexiones regionales, que dio como resultado la recomendación de implementar un bipolar de corriente continua con tecnología de Convertidor de Fuente de Voltaje (VSC), una solución sin precedentes en Brasil.
El nuevo bipolar ampliará significativamente la capacidad de intercambio entre regiones, reforzará la seguridad operativa del Sistema Interconectado Nacional (SIN), permitirá el flujo de grandes volúmenes de generación renovable y posicionará al país a la vanguardia tecnológica en transmisión de energía. También son destacables los estudios enfocados en la atención de grandes cargas, como centros de datos y proyectos de producción de hidrógeno por electrólisis.
(ii) información sobre la evolución de las capacidades de intercambio entre las regiones geoeléctricas del SIN;
(iii) proyecciones sobre las inversiones potenciales a realizar por concepto de activos al final de su vida útil regulatoria;
(iv) un mapeo del número de contratos de concesión de activos de transmisión que expirarán en los próximos años; y
(v) consideraciones generales sobre la evolución de las Tarifas de Uso del Sistema de Transmisión – TUST.
Hace pocos años, hablar de almacenamiento en Argentina era poco más que una expresión de deseo. Hoy, la oportunidad dejó de ser una promesa abstracta y empezó a plasmarse en proyectos concretos.
Coral Energía, una de las principales adjudicatarias de la licitación AlmaGBA (100 MW de los 700 MW asignados) acumula 400 MW entre capacidad renovable contractualizada y en construcción, y se prepara para dar el próximo paso en un mercado en formación.
“La forma en la que se reestructura el mercado eléctrico argentino, además de la curva exponencial de baja de precio de las baterías, hará que el cruce se dé en 2026 o 2027 y creo que ahí hay una oportunidad para sistemas de almacenamiento”, apuntó Marcelo Álvarez, director de Estrategia y Relaciones Institucionales de Coral, durante el encuentro Future Energy Summit (FES) Argentina
Esa mirada no surge del optimismo, sino del análisis técnico y de una apuesta estratégica concreta. Coral Energía fue una de las adjudicatarias más destacadas de AlmaGBA, con dos proyectos de 50 MW cada uno: BESS Pilar y BESS Parque, conectados a la red de Edenor y adjudicados a USD 11.461 MWmes y USD 11.979 MWmes, respectivamente.
Esos 100 MW marcan el inicio de una operación híbrida, donde la empresa busca integrar generación renovable con baterías y capitalizar el aprendizaje en una transición de mercado.
“Hay una oportunidad en storage, es un sector creciente y creo que habrá peak shaving, arbitraje, un nicho nuevo dentro del mercado y hay jugadores nuevos. El mercado del storage es un mercado en formación en Argentina y creo que habrá oportunidad y solar + más storage va a crecer”, remarcó Álvarez.
Incluso, la compañía está atenta a nuevas convocatorias que podrían surgir en el corto plazo, ya que según fuentes del sector, Argentina se prepara para una nueva licitación pública de almacenamiento tras el éxito de AlmaGBA en el Área Metropolitana de Buenos Aires, que adjudicó más de 700 MW sobre los 500 MW inicialmente previstos.
Según pudo averiguar Energía Estratégica, la nueva licitación se lanzaría bajo la denominación AlmaSADI, y se proyecta que se limiten alrededor de 500-600 MW de sistemas BESS para reemplazar generación forzada en distintos puntos del país. Por lo que esta licitación representaría un paso más en la consolidación de un mercado de almacenamiento aún en formación.
A pesar de este impulso, el especialista identificó dos restricciones estructurales que han limitado históricamente el avance de las renovables: la capacidad de transporte del sistema interconectado y el acceso a financiamiento bancable.
Mientras la primera requiere inversiones en infraestructura con plazos de entre cuatro y ocho años desde la licitación hasta la certificación, la segunda tiene un componente más sistémico.
“El mercado argentino se está transformando, tratando de lograr el modelo de los años 1990, de contractualización de toda la demanda”, observa el directivo. No obstante, explicó que dentro de este proceso emergen sujetos de crédito con diferente perfil, lo que puede dificultar el financiamiento.
“Hay sujetos de crédito interesantes y otros que no lo son, como por ejemplo las distribuidoras y cooperativas, a las que les costará ser bancables”, detalla. Por eso, considera urgente generar un mecanismo de respaldo que permita que estos actores puedan acceder a financiamiento competitivo.
Ley de Transición Energética: hoja de ruta necesaria
Bajo este panorama, se impulsa un proyecto ley de transición energética como instrumento para destrabar el financiamiento internacional bajo condiciones competitivas, ya que le permitiría al país acceder a líneas de financiamiento climático con tasa subsidiada y plazos extendidos, algo fundamental en el actual contexto de restricciones económicas.
“La única forma de acceder en el corto o mediano plazo a financiamiento a tasa subsidiada a periodos más largos, es el financiamiento climático. Y para poder acceder a eso hace falta una ley de transición con una hoja de ruta asociada”, insistió el directivo.
“Se lo presentamos al gobierno como una oportunidad de negocio, de generación de empleo, de prevenir barreras para-arancelarias, de descentralización y diversificación”, señaló.
En esa línea, agrega un punto clave: “Además, pondría el acento en un recurso de mercado que tiene que desarrollar para que sean financiables las cooperativas y las distribuidoras”.
Sin ese enfoque, advierte, quedará fuera de la transición un sector del país con gran potencial de abastecimiento renovable pero sin acceso al financiamiento necesario para concretarlo.
“Tenemos que avanzar rápidamente en una reforma del sistema de tarificación eléctrica, porque de lo contrario la transición energética se va a empezar a detener”, planteó con contundencia el CEO para Sudamérica de Acciona Energía, Jaime Toledo, en el marco del encuentro Future Energy Summit Southern Cone (FES Chile).
“Hoy día tenemos del orden de un 40% de generación con costo variable cero, es decir, energía renovable. Y esa forma de tarificar tiene un problema: no logra alcanzar la rentabilidad que se requiere para seguir desarrollando y desplegando renovables”, manifestó.
El ejecutivo señaló que el sistema tarifario actual, concebido hace 43 años, fue diseñado para rentabilizar generación hidráulica y termoeléctrica, pero que hoy resulta obsoleto frente al avance de tecnologías limpias.
Asimismo, la aparición del almacenamiento en el mercado consolida aún más la necesidad de modificar las reglas del juego, ya que sin una actualización regulatoria profunda, las inversiones clave para la descarbonización del sistema se verán frenadas.
Con la batería de Malgarida, ACCIONA Energía contribuirá a optimizar la gestión de la energía renovable en Chile, donde cuenta con una capacidad instalada total de 922MW repartida en tres parques eólicos –Punta Palmeras (45MW), San Gabriel (183MW) y Tolpán Sur (84MW)– y cinco plantas fotovoltaicas: El Romero (246MWp), Usya (64MWp), Almeyda (62MWp) y Malgarida (238MWp).
A ello se agrega que la compañía también está desarrollando una cartera de tres proyectos de almacenamiento de energía en baterías por un total de 1,5 GWh, vinculados a sus plantas fotovoltaicas en el país.
Distorsiones del mercado y el peso económico de las térmicas
Pese al avance en nuevas soluciones como el almacenamiento a gran escala, el directivo advirtió que el sistema eléctrico chileno sigue operando bajo distorsiones significativas que afectan su eficiencia y sostenibilidad.
Toledo enfatizó en que, si el país no avanza con rapidez en este tipo de definiciones, seguirá dependiendo estructuralmente de fuentes fósiles y tecnologías contaminantes, incluso en condiciones donde las energías limpias podrían cubrir una mayor proporción de la demanda, dado que «se distorsiona el mercado de potencia».
El CEO también apuntó contra los altos costos operativos generados por la necesidad de mantener encendidas centrales térmicas, muchas veces solo por motivos técnicos.
“En 2024, las operaciones forzadas por seguridad y mínimo técnico de las centrales termoeléctricas le costaron al país 298 millones de dólares. Y solo en lo que va de 2025, ya se llevan 220 millones de dólares en este tipo de gastos”, afirmó.
Para reemplazar progresivamente estas unidades, Toledo propuso avanzar decididamente en tecnologías con capacidad de “grid forming”, que permitan dar soporte a la red sin necesidad de recurrir a generación fósil en horarios nocturnos o durante inestabilidades del sistema.
“El grid forming te permite dar inercia sintética. Hoy tenemos que tener máquinas térmicas quemando combustibles fósiles para dar estabilidad en la red. Eso quita espacio a las renovables y tiene un alto impacto económico, medioambiental y social”, explicó y aclaró que la tecnología ya existe, pero aún no están definidas las reglas en Chile para su implementación efectiva.
Por ello, hizo un llamado directo a los organismos reguladores: “Necesitamos definir cuanto antes el anexo técnico de la norma de seguridad y calidad de servicio que establezca los estándares de respuesta, tamaños y performance de las baterías con grid forming”.
“La única forma de ir bajando las cuentas de la luz y hacer que la transición energética llegue a los hogares de los chilenos, es con más almacenamiento, más transmisión y más renovables”, enfatizó.
En esta línea, llamó la atención sobre la necesidad urgente de ampliar la infraestructura de transmisión eléctrica, no solo para evitar los niveles récord de vertimiento, sino también para asegurar que la inversión en generación limpia tenga sentido económico.
El Estado Nacional firmó los contratos de concesión y transferencia de acciones para la operación privada de las represas hidroeléctricas del Comahue: Alicurá, El Chocón, Piedra del Águila y Cerros Colorados. La firma de los contratos garantiza ingresos por US$706 millones para el Estado Nacional.
Con esta instancia, prevista en el cronograma oficial, el proceso de privatización ingresa en su tramo final y se habilita el inicio de la transición operativa hacia las empresas adjudicatarias.
La firma contó con la participación de la secretaria de Energía de la Nación, María Tettamanti, del subsecretario de Energía Eléctrica, Damián Sanfilippo, y de los gobernadores de Neuquén, Rolando Figueroa, y de Río Negro, Alberto Weretilneck, junto con representantes de las empresas adjudicatarias, quienes rubricaron los contratos correspondientes a cada concesión.
Central Puerto contempla un plan de obras de US$160 millones
Central Puerto, el mayor generador de energía eléctrica de Argentina, resultó adjudicataria de la concesión para continuar operando la Hidroeléctrica Piedra del Águila, tras presentar la propuesta más competitiva.
Con una oferta de US$245 millones, la compañía aseguró su continuidad al frente del complejo hidroeléctrico de mayor capacidad del Comahue.
La Hidroeléctrica Piedra del Águila, ubicada en la provincia de Neuquén, cuenta con 1.440 MW de capacidad instalada y es una pieza fundamental de la matriz energética nacional, un activo estratégico para la generación de energía renovable en la región del Comahue.
Central Puerto, que venía operando el complejo desde su primera adjudicación en el año 1994, presentó la mejor propuesta económica entre los participantes y será la única empresa que mantendrá la operación de este activo bajo la nueva concesión.
La inversión contempla también un plan de obras por US$ 160 millones, para garantizar la actualización técnica y optimo mantenimiento del complejo durante el plazo de concesión.
“Este resultado nos llena de orgullo y confirma nuestro liderazgo en la industria de generación de energía y nuestro rol como proveedor estratégico y confiable para la industria y usuarios. Asimismo, nos permite proyectar a largo plazo la operación de una central clave para el país y nos desafía a seguir invirtiendo en eficiencia, modernización, seguridad y estándares ambientales. Es una decisión que refuerza nuestro compromiso de seguir invirtiendo para el desarrollo energético de la Argentina”, afirmó Fernando Bonnet, gerente general de Central Puerto, a través de un comunicado.
Los otros ganadores
Alicurá.Edison Energía ofertó US$ 162.040.002 y se quedó con Alicurá desplazando a la estadounidense AES, que venía operando la represa y participó de la licitación, pero hizo una oferta menos competitiva y quedó segunda entre las nueve firmas que participaron de esa contienda. Edison está integrado por Rubén Cherñajovsky, Luis Galli; los socios de Inverlat, Guillermo Stanley y Federico Salvai (ex PRO), Carlos Giovanelli y Damián Pozzoli; y los hermanos Patricio y Juan Neuss. Alicurá tiene una potencia instalada de 1050 MW.
El Chocón-Arroyito. BML inversora ofertó US$ 235.671.294 y se quedó con esta central ubicada sobre el Río Limay que posee una capacidad instalada de 1418 MW. BML es controlada por MSU Green Energy, propiedad del empresario Manuel Santos Uribelarrea. Hasta ahora El Chocón venía siendo operada por la italiana ENEL que presentó una oferta por US$ 172,2 millones.
Planicie Banderita – Cerros Colorados. En la primera apertura de ofertas se habían presentado seis propuestas, de las cuales las dos primeras pasaron a una instancia de «desempate» debido a que la diferencia entre ambas no llegó a superar el 10%. La disputa quedó planteada entre Edison Inversiones -que había elevado una oferta inicial por US$38 millones- y BML Inversora (del grupo MSU) que ofreció abonar US$41,6 millones. Al abrir los sobres con las nuevas propuestas económicas, el grupo Edison pasóal primer puesto tras ofrecer una mejora de US$26 millones que terminó llevando la oferta definitiva por encima de US$64 millones. La capacidad de generación de Planicie Banderita es de 472 MW.
Gualcamayo, la mina de oro y plata que ya tenía pedido de cierre en 2023.
El Gobierno nacional aprobó el ingreso al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) del proyecto Gualcamayo, un desarrollo minero de oro y plata en la provincia de San Juan con una inversión inicial de US$665 millones.
Este proyecto permite la extensión de vida de una mina en etapa de agotamiento con el desarrollo de un tipo distinto de mineralización y va a emplear 1.700 personas en forma directa.
Así lo anunció este martes el ministro de Economía, Luis Caputo, al señalar que con éste ya son 10 los proyectos RIGI aprobados con una inversión total de más de US$25.000 millones. El proyecto había sido presentado este año por Minas Argentinas, empresa de Aisa Group, con un desarrollo de Carbonatos Profundos (DCP), como parte de un proyecto que hará de Gualcamayo un polo productivo de, al menos, tres décadas.
El ministro de Economía, Luis Caputo, comunicó la novedad por X.
El cuarto proyecto minero con RIGI aprobado
Se trata del cuarto proyecto de la industria minera que aprueba el comité evaluador del RIGI, ya que previamente se había informado el ingreso de los proyectos de litio del Hombre Muerto Oeste (Galan Lithium por US$215 millones), en Catamarca; y Rincón (Río Tinto por US$2700 millones), y el único de cobre denominado Los Azules (McEwen Copper por US$ 2.670 millones), en San Juan.
Tras el anuncio de Caputo, la minera comunicó que «la aprobación del RIGI representa un hito relevante para la minería argentina, al brindar previsibilidad normativa y seguridad jurídica para inversiones de gran escala«. En este marco, “Minas Argentinas reafirma su compromiso con una minería moderna, responsable y alineada con estándares internacionales, orientada a la generación de valor económico y social de largo plazo”.
El plan aprobado contempla una inversión superior a los US$660 millones, de los cuales US$50 millones estarán destinados a exploración geológica. El eje central del proyecto es el desarrollo y explotación del Proyecto Carbonatos Profundos (DCP), un yacimiento que contiene, al día de hoy, más de 3,5 millones de onzas de oro en recursos certificados, de las cuales 2,45 millones de onzas ya se encuentran categorizadas como reservas.
El proyecto prevé una inversión inicial de US$665 milones.
El distrito minero Gualcamayo contiene, en total, más de 5 millones de onzas de oro en recursos, incluyendo 3,2 millones en categoría de reservas probadas y probables, según el último reporte bajo certificación internacional de abril de 2025. Actualmente, la empresa se encuentra culminando un informe de actualización de sus recursos y reservas mineras, con expectativa de incremento del 20% sobre el informe previo.
En paralelo, Minas Argentinas impulsa un programa de exploración distrital de corto y largo plazo. Solo alrededor del 4% de la propiedad fue explorada en profundidad, lo que evidencia que una parte sustantiva del potencial geológico de Gualcamayo aún está por descubrir. «El objetivo es avanzar en una comprensión integral del distrito, ampliar la base de recursos y sentar las bases para varias décadas de desarrollo minero, con una mirada técnica, responsable y de largo plazo», aseguró la empresa.
Los estudios de prefactibilidad ya se encuentran avanzados y en lo inmediato, se comenzará a trabajar en las ingenierías y en la factibilidad técnica del proyecto. En términos de impacto laboral, se prevé que, de manera gradual, la etapa de construcción, estimada para fines de 2027, genere entre 1.000 y 1.700 puestos de trabajo. Una vez iniciada la producción, prevista para fines de 2029, se consolidarán alrededor de 600 empleos directos permanentes.
El proyecto, que se da en momentos de intensos debates en torno a la industria minera, incluye el desarrollo de una mina subterránea de última generación, una nueva planta de procesamiento y, fundamentalmente, la incorporación de una planta de oxidación a presión (POX) de tecnología moderna que permitirá procesar minerales complejos, liberando el oro contenido en el mineral y posibilitando una recuperación eficiente.
Esta planta POX será una de las primeras en Sudamérica y una de las pocas instalaciones de su tipo en operación a nivel mundial, posicionando a San Juan y a la Argentina a la vanguardia del desarrollo tecnológico e industrial en minería.
Además, el plan contempla la construcción de un parque fotovoltaico de 50 MW, destinado a abastecer la demanda eléctrica de la operación y a reducir significativamente su huella, entre otras innovaciones que plantearon los nuevos titulares de la licencia en San Juan, en un proceso paralelo al desarrollo de la minería metalífera.
Se prevé que el proyecto permitirá crear 1.700 empleos
La aprobación del RIGI marca un punto de inflexión en la historia reciente de Gualcamayo, que hace apenas dos años se encontraba en proceso de cierre. Desde la llegada de Aisa Group en 2023, la compañía dio continuidad a la operación, regularizó deudas con proveedores, avanzó en la recategorización de recursos y reservas, y reactivó los trabajos de exploración que hoy sustentan un plan de desarrollo de largo plazo.
Juan José Retamero, titular de Aisa Group, señaló que “La incorporación del Proyecto Carbonatos Profundos al RIGI pone en valor la verdadera dimensión de esta inversión. El eje del proyecto es la construcción de una planta de oxidación a presión, una tecnología de altísima complejidad que sitúa a la Argentina y a San Juan en la vanguardia industrial y tecnológica de la minería global.”
“La construcción y operación de una planta de estas características -agregó- no solo implica inversión en infraestructura, sino también en conocimiento. El proyecto contempla un fuerte componente de formación y capacitación de profesionales y técnicos argentinos, que deberán operar, mantener y optimizar procesos industriales de máxima sofisticación. Ese capital humano especializado es un activo estratégico para el país y uno de los impactos más relevantes del RIGI.”
Con la aprobación del RIGI se inicia formalmente una nueva etapa del proyecto, avanzando en los estudios de prefactibilidad y factibilidad, y en las ingenierías necesarias para su ejecución. Este proceso permitirá generar empleo calificado de manera creciente, primero durante la etapa de desarrollo y construcción, y luego en una operación de largo plazo.
Habrá nuevas formulas para el cálculo de sanciones para las empresas.
El Gobierno nacional modificó los mecanismos de valorización de las multas para las empresas prestadoras de los servicios públicos de electricidad y gas. La medida busca preservar la señal económica de las penalidades y alinearlas con los ingresos regulados de las compañías, según establecen dos resoluciones publicadas esta semana por los entes reguladores.
El objetivo es que las multas mantengan un peso económico real, incentiven a las empresas a cumplir con la calidad del servicio y no se licúen por inflación o por variables ajenas a su gestión.
Los cambios en el servicio de electricidad
En el caso de la electricidad, la medida alcanza a Edenor y Edesur y se formalizó mediante una resolución del ENRE 808/25, que aprueba el Reglamento de Valorización de Sanciones. La norma no crea nuevas multas ni modifica su cuantía, sino que reglamenta y operacionaliza criterios ya definidos en la Revisión Quinquenal Tarifaria (RQT), en particular el mecanismo para convertir las sanciones expresadas en kilovatios hora (kWh) a valores monetarios.
Hasta ahora, el ENRE utilizaba como referencia el costo del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM). A partir de la reglamentación, la valorización se realiza sobre la base del Valor Agregado de Distribución (VAD) Medio, que refleja los costos e ingresos propios de las distribuidoras, y se aplica un coeficiente de 1,5, tal como prevé el Subanexo 4 del contrato de concesión. Además, por norma general, las multas se valorizarán a la fecha en que se dicte el acto administrativo de la sanción, y no al momento del incumplimiento.
El reglamento también unifica los criterios para el cálculo de intereses, que se fijan según la tasa activa para descuento de documentos comerciales a 30 días del Banco Nación, y establece un recargo del 50% en los casos en que las multas deban acreditarse a favor de los usuarios y se verifique mora.
Esta actualización, se explicó en la normativa, no solo unifica criterios dispersos, sino que también introduce herramientas de modernización administrativa para garantizar su cumplimiento efectivo. Para esto se implementará un aplicativo específico que permita a las distintas dependencias del ENRE calcular de forma automática y uniforme tanto el capital de la sanción como los intereses moratorios.
Finalmente, la resolución subraya que el nuevo esquema tiene un carácter integral, abarcando desde incumplimientos comerciales y fallas en el nivel de tensión hasta demoras en la conexión de nuevos suministros o irregularidades en la facturación.
Al establecer estas reglas claras con antelación, el ente regulador pretende que las distribuidoras consideren el costo de las multas no como un gasto administrativo más, sino como una señal económica potente que las obligue a priorizar la inversión en infraestructura y la atención al cliente durante todo el período 2025-2030.
Las modificaciones en gas natural
En el caso del gas, el Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) aprobó mediante la Resolución 973/2025 una actualización de los montos de las multas, tanto para terceros no prestadores como para licenciatarias y subdistribuidoras. Para los primeros, las sanciones se ajustan según la variación del Índice de Precios Internos al por Mayor (IPIM), mientras que para las empresas reguladas se utiliza un porcentaje del 21,60%, vinculado a la metodología de la RQT y a la actualización tarifaria aplicada en 31 cuotas.
En términos operativos, la nueva normativa establece una diferenciación entre los actores del sistema. Para los terceros no prestadores, el Artículo 1° fija una escala que oscila entre un mínimo de $126.013 y un máximo de $126.013.000, ajustada bajo la evolución del Índice de Precios Internos Mayorista (IPIM).
Por otro lado, las exigencias son mayores para las licenciatarias y subdistribuidoras. El Artículo 2° determina que las empresas de transporte y distribución de gas enfrentarán sanciones que parten desde los $154.861 hasta un techo de $154.861.000, valores que fueron recalculados en función del incremento de los componentes tarifarios que perciben las propias compañías.
Esta metodología busca que, a fin de establecer la actualización de las escalas de multas, el peso sancionatorio no quede licuado frente el incremento mensual promedio de las tarifas y a las readecuaciones que el Ministerio de Economía dispuso en 31 cuotas consecutivas, se explicó en la normativa dada a conocer este martes.
Casos de grave repercusión social
Un punto del nuevo reglamento es el endurecimiento de los techos sancionatorios para faltas consideradas de «grave repercusión social» o ante la persistencia de incumplimientos tras una intimación oficial. Para estas situaciones, el organismo fijó un tope que supera los $774 millones, estableciendo un límite que pretende forzar a las empresas a una respuesta inmediata ante crisis de suministro o problemas de seguridad pública en la red de gas natural.
Finalmente, este reordenamiento administrativo se produce en un escenario de mudanza institucional para el control energético. Con la reciente creación del Ente Nacional Regulador del Gas y Electricidad —que fusionará ambas estructuras bajo un solo mando—, estas resoluciones funcionan como el último legado normativo de las gestiones individuales.
El objetivo del Gobierno es que, para cuando el nuevo ente único esté plenamente operativo en 2026, cuente con un tablero de control sancionatorio ya digitalizado y con fórmulas de cálculo automáticas que reduzcan la discrecionalidad y aceleren los resarcimientos a los usuarios afectados.
Habrá nuevas formulas para el cálculo de sanciones para las empresas.
El Gobierno nacional modificó los mecanismos de valorización de las multas para las empresas prestadoras de los servicios públicos de electricidad y gas. La medida busca preservar la señal económica de las penalidades y alinearlas con los ingresos regulados de las compañías, según establecen dos resoluciones publicadas esta semana por los entes reguladores.
El objetivo es que las multas mantengan un peso económico real, incentiven a las empresas a cumplir con la calidad del servicio y no se licúen por inflación o por variables ajenas a su gestión.
Los cambios en el servicio de electricidad
En el caso de la electricidad, la medida alcanza a Edenor y Edesur y se formalizó mediante una resolución del ENRE 808/25, que aprueba el Reglamento de Valorización de Sanciones. La norma no crea nuevas multas ni modifica su cuantía, sino que reglamenta y operacionaliza criterios ya definidos en la Revisión Quinquenal Tarifaria (RQT), en particular el mecanismo para convertir las sanciones expresadas en kilovatios hora (kWh) a valores monetarios.
Hasta ahora, el ENRE utilizaba como referencia el costo del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM). A partir de la reglamentación, la valorización se realiza sobre la base del Valor Agregado de Distribución (VAD) Medio, que refleja los costos e ingresos propios de las distribuidoras, y se aplica un coeficiente de 1,5, tal como prevé el Subanexo 4 del contrato de concesión. Además, por norma general, las multas se valorizarán a la fecha en que se dicte el acto administrativo de la sanción, y no al momento del incumplimiento.
El reglamento también unifica los criterios para el cálculo de intereses, que se fijan según la tasa activa para descuento de documentos comerciales a 30 días del Banco Nación, y establece un recargo del 50% en los casos en que las multas deban acreditarse a favor de los usuarios y se verifique mora.
Esta actualización, se explicó en la normativa, no solo unifica criterios dispersos, sino que también introduce herramientas de modernización administrativa para garantizar su cumplimiento efectivo. Para esto se implementará un aplicativo específico que permita a las distintas dependencias del ENRE calcular de forma automática y uniforme tanto el capital de la sanción como los intereses moratorios.
Finalmente, la resolución subraya que el nuevo esquema tiene un carácter integral, abarcando desde incumplimientos comerciales y fallas en el nivel de tensión hasta demoras en la conexión de nuevos suministros o irregularidades en la facturación.
Al establecer estas reglas claras con antelación, el ente regulador pretende que las distribuidoras consideren el costo de las multas no como un gasto administrativo más, sino como una señal económica potente que las obligue a priorizar la inversión en infraestructura y la atención al cliente durante todo el período 2025-2030.
Las modificaciones en gas natural
En el caso del gas, el Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) aprobó mediante la Resolución 973/2025 una actualización de los montos de las multas, tanto para terceros no prestadores como para licenciatarias y subdistribuidoras. Para los primeros, las sanciones se ajustan según la variación del Índice de Precios Internos al por Mayor (IPIM), mientras que para las empresas reguladas se utiliza un porcentaje del 21,60%, vinculado a la metodología de la RQT y a la actualización tarifaria aplicada en 31 cuotas.
En términos operativos, la nueva normativa establece una diferenciación entre los actores del sistema. Para los terceros no prestadores, el Artículo 1° fija una escala que oscila entre un mínimo de $126.013 y un máximo de $126.013.000, ajustada bajo la evolución del Índice de Precios Internos Mayorista (IPIM).
Por otro lado, las exigencias son mayores para las licenciatarias y subdistribuidoras. El Artículo 2° determina que las empresas de transporte y distribución de gas enfrentarán sanciones que parten desde los $154.861 hasta un techo de $154.861.000, valores que fueron recalculados en función del incremento de los componentes tarifarios que perciben las propias compañías.
Esta metodología busca que, a fin de establecer la actualización de las escalas de multas, el peso sancionatorio no quede licuado frente el incremento mensual promedio de las tarifas y a las readecuaciones que el Ministerio de Economía dispuso en 31 cuotas consecutivas, se explicó en la normativa dada a conocer este martes.
Casos de grave repercusión social
Un punto del nuevo reglamento es el endurecimiento de los techos sancionatorios para faltas consideradas de «grave repercusión social» o ante la persistencia de incumplimientos tras una intimación oficial. Para estas situaciones, el organismo fijó un tope que supera los $774 millones, estableciendo un límite que pretende forzar a las empresas a una respuesta inmediata ante crisis de suministro o problemas de seguridad pública en la red de gas natural.
Finalmente, este reordenamiento administrativo se produce en un escenario de mudanza institucional para el control energético. Con la reciente creación del Ente Nacional Regulador del Gas y Electricidad —que fusionará ambas estructuras bajo un solo mando—, estas resoluciones funcionan como el último legado normativo de las gestiones individuales.
El objetivo del Gobierno es que, para cuando el nuevo ente único esté plenamente operativo en 2026, cuente con un tablero de control sancionatorio ya digitalizado y con fórmulas de cálculo automáticas que reduzcan la discrecionalidad y aceleren los resarcimientos a los usuarios afectados.
El Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (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.
Financiada por el Mecanismo de Recuperación y Resiliencia de la Unión Europea (NextGenerationEU), la medida busca acelerar la transición energética a través de tecnologías emergentes y soluciones de almacenamiento energético.
El presupuesto se reparte en cinco grandes líneas de actuación: La agrovoltaica será la tecnología con mayor financiación (€75 millones), segmentados entre sistemas intercalados con el cultivo (€20 millones), con estructura sobre el cultivo (€15 millones) y con estructura elevada (h > 4 m), que concentra €40 millones.
En segundo lugar, el autoconsumo colectivo con participación de consumidores vulnerables recibirá €40,5 millones; le siguen los proyectos de integración de renovables en infraestructuras (con posibilidad de incluir energía eólica, solar o hidráulica), con €40 millones, las bombas de calor renovables, con €30 millones, y finalmente, la fotovoltaica flotante, que dispondrá de €17 millones.
El plazo para presentar solicitudes comenzará el 14 de enero de 2026 a las 12:00 horas y finalizará el 19 de febrero de 2026 a la misma hora. Las postulaciones deberán realizarse exclusivamente a través de la sede electrónica del IDAE, con la documentación técnica, financiera y administrativa que exige la normativa.
Además de las ayudas ya anunciadas, la funcionaria adelantó que se pondrán en marcha líneas específicas para bombeo hidroeléctrico, repotenciación de parques eólicos y centrales hidroeléctricas con almacenamiento, así como para el fortalecimiento de la cadena de valor renovable, orientada a la fabricación nacional de equipos y componentes de tecnologías limpias.
También se impulsarán soluciones térmicas, como redes de calor y frío, y la sustitución de combustibles fósiles por fuentes renovables, todas con ejecución bajo un calendario exigente y ajustado.
Además, el Ministerio de Agricultura abrió una consulta pública para incluir esta tecnología en el artículo 9 sobre pagos directos de la Política Agraria Común (PAC). Sin embargo, el reto continúa siendo su articulación con las ayudas agrícolas tradicionales.
En línea con esto, el IDAE ya ha avanzado en otras líneas de apoyo a proyectos a gran escala, como las adjudicación de 10GWh a empresas del sector en el marco del programa FEDER.
La medida también busca fortalecer la cadena de valor europea, por lo que el instituto señala que se valorará la utilización de equipos diseñados y fabricados en la UE, así como la cooperación con centros de investigación y universidades.
En proyectos agrovoltaicos, se requerirá la entrega anual de una memoria técnica durante cinco años, que evalúe el rendimiento agrícola y energético de la instalación.
¿Cómo sigue el proceso?
El plazo para presentar solicitudes comenzará el 14 de enero de 2026 a las 12:00 horas y finalizará el 19 de febrero de 2026 a la misma hora. Las postulaciones deberán realizarse exclusivamente a través de la sede electrónica del IDAE, con la documentación técnica, financiera y administrativa que exige la normativa.
Las ayudas se otorgarán bajo un régimen de concurrencia competitiva, con subvenciones a fondo perdido y criterios de evaluación técnica y estratégica. Podrán participar como beneficiarios empresas, agrupaciones de entidades, cooperativas, administraciones públicas y otros actores que cumplan con los requisitos establecidos en las bases reguladoras. Se admitirán múltiples solicitudes por beneficiario, siempre que no se superen los límites máximos establecidos por proyecto y por entidad.
Los proyectos seleccionados deberán ejecutarse como máximo hasta el 30 de junio de 2030, lo que brinda un horizonte de planificación a largo plazo y refuerza la apuesta del IDAE por un modelo energético innovador, sostenible y descentralizado.
El nuevo esquema de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF) comenzará a regir a partir del 1° de enero de 2026.
El 20 de diciembre a las cero horas concluyó el período de 15 días de consulta pública que otorgó el gobierno para establecer un nuevo esquema de subsidios para usuarios residenciales de gas y electricidad. Era un paso formal que el Ejecutivo necesitaba dar para avanzar en el nuevo esquema de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF) que comenzará a regir a partir del 1° de enero. El proceso tuvo en toral 45 consultas de individuos, organizaciones de usuarios, entes reguladores provinciales y empresas del sector.
La Secretaría de Energía, a cargo de María Tettamanti, informó este martes del fin de la consulta a través de la resolución 592 publicada en el Boletín Oficial. El los hechos, en 2026 deja de existir la segmentación tarifaria que el gobierno de Javier Milei heredó de la gestión de Alberto Fernández y se pasa al esquema SEF.
A fin de año queda obsoleto el esquema de tres categorías de usuarios determinadas por sus ingresos mensuales (Nivel 1 para los usuarios de altos ingresos, Nivel 2 para bajos ingresos y Nivel 3 para hogares de ingresos bajos) y se pasa a un modelo de subvenciones estatales que agrupa a los usuarios en dos grupos: los hogares que recibensubsidios y los que no los reciben.
En términos generales, el grupo de usuarios residenciales que no recibirán subsidios en las facturas de gas y electricidad serán los que tengan ingresos superiores a tres Canastas Básicas Totales (CBT) determinadas por el INDEC para un hogar de cuatro integrantes (dos adultos y dos menores), que en noviembre fue de $ 1.257.329. Es decir, los hogares que tengan ingresos mensuales menores a los $ 3.771.987 formarán parte del universo de usuarios “con subsidios”, según informó el gobierno.
Consulta pública
Según el anexo de la resolución, la Secretaría de Energía agrupo en cinco temas a las 45 intervenciones en la consulta pública.
Consumos base de energía eléctrica, GLP (Gas Licuado de Petróleo) por redes y garrafas a subsidiar por zonas bioclimáticas. Esquema de bonificaciones.
Criterios de elegibilidad, inclusión / exclusión. Tratamiento de los indicadores patrimoniales de manifestación de poder adquisitivo.
Políticas públicas y medidas concretas de eficiencia energética y uso racional de la energía.
Modalidades de solicitud de ingreso, inscripción automática y canales de reclamos.
Comentarios sobre el precio del gas natural en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST), precio del gas propano indiluido por redes y Precio Estacional de la Energía Eléctrica (PEST).
En el apartado sobre las conclusiones de la consulta pública del anexo también se destaca que “de las consideraciones efectuadas se desprende, como criterio general, la necesidad de equilibrar la atención de las particularidades territoriales y sociales” y, como consecuencia, la cartera energética afirmó que “se reconoce la relevancia de incorporar criterios bioclimáticos y territoriales en la definición de los consumos base subsidiados, sin que ello implique la eliminación de topes ni la desnaturalización de los objetivos de focalización”.
Sobre los cuestionamientos vinculados a las modalidades de inscripción, canales de acceso y procedimientos de revisión, el gobierno destacó que se ha valorado la integración del RASE (Registro de Acceso a los subsidios Energéticos) y la articulación con el Programa Hogar, al tiempo que se ha descartado la asignación automática de subsidios basada exclusivamente en la percepción de otros programas sociales, por no resultar compatible con los criterios específicos del régimen energético”.
Respecto a los cuestionamientos sobre el precio del gas y la energía eléctrica, el gobierno subrayó que “las observaciones no resultan compatibles con los objetivos, fundamentos técnicos y marco normativo del esquema propuesto” y que “la propuesta (de subsidios focalizados) se inscribe en un Período de Transición orientado a recomponer gradualmente señales de precios históricamente distorsionadas, asegurar la sostenibilidad del sistema energético y preservar mecanismos de protección para los usuarios vulnerables, razón por la cual dichos planteos no son receptados en esta instancia”.
En la consulta pública sobre el esquema de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF) hubo 45 intervenciones.
Programa Hogar
El nuevo esquema implica también que dejará de existir a partir de 2026 el Programa Hogar, que otorga subvenciones a familias para el consumo de garrafas de gas. Los 3,36 millones de hogares que perciben esta ayuda estatal pasarán al grupo de usuarios con subsidios del SEF y deberán registrarse en el RASE, que cambiará de nombre.
Aquellos que se registren pasarán a percibir un subsidio equivalente al costo de una garrafa de 10 Kg en los meses de frío (más de lo que cobran ahora) y media garrafa en el resto del año a través de billeteras virtuales.
El nuevo esquema de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF) comenzará a regir a partir del 1° de enero de 2026.
El 20 de diciembre a las cero horas concluyó el período de 15 días de consulta pública que otorgó el gobierno para establecer un nuevo esquema de subsidios para usuarios residenciales de gas y electricidad. Era un paso formal que el Ejecutivo necesitaba dar para avanzar en el nuevo esquema de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF) que comenzará a regir a partir del 1° de enero. El proceso tuvo en toral 45 consultas de individuos, organizaciones de usuarios, entes reguladores provinciales y empresas del sector.
La Secretaría de Energía, a cargo de María Tettamanti, informó este martes del fin de la consulta a través de la resolución 592 publicada en el Boletín Oficial. El los hechos, en 2026 deja de existir la segmentación tarifaria que el gobierno de Javier Milei heredó de la gestión de Alberto Fernández y se pasa al esquema SEF.
A fin de año queda obsoleto el esquema de tres categorías de usuarios determinadas por sus ingresos mensuales (Nivel 1 para los usuarios de altos ingresos, Nivel 2 para bajos ingresos y Nivel 3 para hogares de ingresos bajos) y se pasa a un modelo de subvenciones estatales que agrupa a los usuarios en dos grupos: los hogares que recibensubsidios y los que no los reciben.
En términos generales, el grupo de usuarios residenciales que no recibirán subsidios en las facturas de gas y electricidad serán los que tengan ingresos superiores a tres Canastas Básicas Totales (CBT) determinadas por el INDEC para un hogar de cuatro integrantes (dos adultos y dos menores), que en noviembre fue de $ 1.257.329. Es decir, los hogares que tengan ingresos mensuales menores a los $ 3.771.987 formarán parte del universo de usuarios “con subsidios”, según informó el gobierno.
Consulta pública
Según el anexo de la resolución, la Secretaría de Energía agrupo en cinco temas a las 45 intervenciones en la consulta pública.
Consumos base de energía eléctrica, GLP (Gas Licuado de Petróleo) por redes y garrafas a subsidiar por zonas bioclimáticas. Esquema de bonificaciones.
Criterios de elegibilidad, inclusión / exclusión. Tratamiento de los indicadores patrimoniales de manifestación de poder adquisitivo.
Políticas públicas y medidas concretas de eficiencia energética y uso racional de la energía.
Modalidades de solicitud de ingreso, inscripción automática y canales de reclamos.
Comentarios sobre el precio del gas natural en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST), precio del gas propano indiluido por redes y Precio Estacional de la Energía Eléctrica (PEST).
En el apartado sobre las conclusiones de la consulta pública del anexo también se destaca que “de las consideraciones efectuadas se desprende, como criterio general, la necesidad de equilibrar la atención de las particularidades territoriales y sociales” y, como consecuencia, la cartera energética afirmó que “se reconoce la relevancia de incorporar criterios bioclimáticos y territoriales en la definición de los consumos base subsidiados, sin que ello implique la eliminación de topes ni la desnaturalización de los objetivos de focalización”.
Sobre los cuestionamientos vinculados a las modalidades de inscripción, canales de acceso y procedimientos de revisión, el gobierno destacó que se ha valorado la integración del RASE (Registro de Acceso a los subsidios Energéticos) y la articulación con el Programa Hogar, al tiempo que se ha descartado la asignación automática de subsidios basada exclusivamente en la percepción de otros programas sociales, por no resultar compatible con los criterios específicos del régimen energético”.
Respecto a los cuestionamientos sobre el precio del gas y la energía eléctrica, el gobierno subrayó que “las observaciones no resultan compatibles con los objetivos, fundamentos técnicos y marco normativo del esquema propuesto” y que “la propuesta (de subsidios focalizados) se inscribe en un Período de Transición orientado a recomponer gradualmente señales de precios históricamente distorsionadas, asegurar la sostenibilidad del sistema energético y preservar mecanismos de protección para los usuarios vulnerables, razón por la cual dichos planteos no son receptados en esta instancia”.
En la consulta pública sobre el esquema de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF) hubo 45 intervenciones.
Programa Hogar
El nuevo esquema implica también que dejará de existir a partir de 2026 el Programa Hogar, que otorga subvenciones a familias para el consumo de garrafas de gas. Los 3,36 millones de hogares que perciben esta ayuda estatal pasarán al grupo de usuarios con subsidios del SEF y deberán registrarse en el RASE, que cambiará de nombre.
Aquellos que se registren pasarán a percibir un subsidio equivalente al costo de una garrafa de 10 Kg en los meses de frío (más de lo que cobran ahora) y media garrafa en el resto del año a través de billeteras virtuales.
El Quemado generará energía equivalente al consumo de más de 233.000 hogares.
YPF Luz puso en marcha los primeros 100MW del Parque Solar El Quemado en Mendoza, el proyecto fotovoltaico más grande del país y el séptimo desarrollo renovable de la compañía. Con esta habilitación, YPF Luz duplica su capacidad instalada de energía solar, queahora alcanza los 200 MW.
A partir de las cero horas de este martes, el Parque Solar El Quemado –ubicado en el departamento de Las Heras, a 53 kilómetros de la ciudad de Mendoza– recibió la habilitación comercial de CAMMESA para operar los primeros 100 MW. Esto indica que el parque ya está operativo e inyectará la energía generada al SADI (Sistema Argentino de Interconexión).
El parque alcanzará una capacidad instalada total de 305 MW, que se incorporarán de manera escalonada hasta completar su puesta en marcha en el primer semestre de 2026. Con una inversión aproximada de US$210 millones, el proyecto ya supera el 80% de avance en su construcción.
El Quemado abastecerá a 233.000 hogares
El Quemado generará energía equivalente al consumo de más de 233.000 hogares argentinos, es decir, suficiente para cubrir la demanda de todos los hogares de la Ciudad de Mendoza, y de los departamentos de Las Heras y Levalle.
A principios de diciembre, se realizó la energización del parque, es decir, la conexión de la nueva estación transformadora El Quemado al SADI. Esta vinculación a la red inició la fase de comisionado, en conjunto a una serie de pruebas funcionales que fueron la antesala a la puesta en servicio y generación de energía.
«La puesta en marcha de esta primera etapa del Parque Solar El Quemado refleja nuestro compromiso con el desarrollo de la matriz energética del país. Cerramos el año cumpliendo con este gran hito, que abastecerá de energía renovable a las diferentes industrias argentinas. Este paso nos motiva a ir por más y a seguir desafiándonos en 2026 para acompañar el desarrollo de la industria argentina”, expresó Martín Mandarano, CEO de YPF Luz.
El parque alcanzará una capacidad instalada total de 305 MW.
YPF Luz puso en marcha los primeros 100 MW del Parque Solar El Quemado, en Mendoza, el proyecto fotovoltaico más grande del país y el séptimo desarrollo renovable de la compañía.
Con esta habilitación, YPF Luz duplica su capacidad instalada de energía solar, que ahora alcanza los 200 MW, consolidando un avance decisivo en la expansión de la generación renovable en Argentina, y alcanza una capacidad instalada total de 3,5 MW.
El Parque Solar El Quemado recibió la habilitación comercial de CAMMESA para operar los primeros 100 MW. Esto indica que el parque ya está operativo e inyectará la energía generada al SADI (Sistema Argentino de Interconexión).
El parque alcanzará una capacidad instalada total de 305 MW, que se incorporarán de manera escalonada hasta completar su puesta en marcha en el primer semestre de 2026. Con una inversión aproximada de U$S 210 millones, el proyecto ya supera el 80 % de avance en su construcción. Es el primer proyecto renovable enmarcado en el RIGI que entra en operación.
Este hito en la construcción llega después de superar todas las pruebas correspondientes, previas a la habilitación comercial. A principios de diciembre, se realizó la energización del parque, es decir, la conexión de la nueva estación transformadora El Quemado al SADI.
Martín Mandarano, CEO de YPF Luz, destacó que “la puesta en marcha de esta primera etapa del Parque Solar El Quemado refleja nuestro compromiso con el desarrollo de la matriz energética del país. Cerramos el año cumpliendo con este gran hito, que abastecerá de energía renovable a las diferentes industrias argentinas. Este paso nos motiva a ir por más y a seguir desafiándonos en 2026 para acompañar el desarrollo de la industria argentina”.
Características Técnicas de El Quemado
Ubicación: departamento de Las Heras, a 53 km de la ciudad de Mendoza.
Factor de capacidad estimado: 31,4%.
Potencia instalada: 305 MW.
Inversión: USD 210 millones aprox.
511.000 paneles fotovoltaicos bifaciales.
Plazo total de construcción: 18 meses. La obra inició en enero de 2025.
Empleo en etapa de obra: más de 400 personas en el pico de obra.
87% empleos locales en etapa de obra.
Superficie: más de 600 hectáreas.
Interconexión: se conecta al Sistema Argentino de Transporte Eléctrico (SADI) a través de una nueva estación transformadora de 220/33kV.
Beneficio energético: generará energía equivalente al consumo de más de 233.000 hogares argentinos, es decir, suficiente para cubrir la demanda de todos los hogares de la Ciudad de Mendoza, y de los departamentos de Las Heras y Levalle.
El Sindicato del Petróleo y Gas Privado del Chubut celebró el pasado viernes sus elecciones institucionales, en una jornada que confirmó la continuidad de Jorge “Loma” Ávila como secretario general por un cuarto mandato consecutivo.
El dirigente obtuvo un respaldo superior al 80% del padrón electoral, consolidando su liderazgo dentro del gremio petrolero. Se contabilizaron 5.348 votantes en las sedes de Comodoro (Km 5), Sarmiento y Callao, con 5.306 votos para la Lista Azul.
La elección se desarrolló con una participación considerada histórica por las autoridades sindicales con una alta concurrencia de afiliados en las sedes habilitadas de Comodoro Rivadavia y Sarmiento. En esta oportunidad, la Lista Azul fue la única presentada, lo que reflejó un escenario de unidad interna y un fuerte acompañamiento a la conducción actual.
Desde el sindicato destacaron que el resultado expresa el apoyo mayoritario de los trabajadores al rumbo político y gremial llevado adelante durante los últimos años, en un contexto marcado por desafíos para la actividad hidrocarburífera, tanto a nivel provincial como nacional.
El Sindicato del Petróleo y Gas Privado del Chubut celebró el pasado viernes sus elecciones institucionales, en una jornada que confirmó la continuidad de Jorge “Loma” Ávila como secretario general por un cuarto mandato consecutivo.
El dirigente obtuvo un respaldo superior al 80% del padrón electoral, consolidando su liderazgo dentro del gremio petrolero. Se contabilizaron 5.348 votantes en las sedes de Comodoro (Km 5), Sarmiento y Callao, con 5.306 votos para la Lista Azul.
La elección se desarrolló con una participación considerada histórica por las autoridades sindicales con una alta concurrencia de afiliados en las sedes habilitadas de Comodoro Rivadavia y Sarmiento. En esta oportunidad, la Lista Azul fue la única presentada, lo que reflejó un escenario de unidad interna y un fuerte acompañamiento a la conducción actual.
Desde el sindicato destacaron que el resultado expresa el apoyo mayoritario de los trabajadores al rumbo político y gremial llevado adelante durante los últimos años, en un contexto marcado por desafíos para la actividad hidrocarburífera, tanto a nivel provincial como nacional.
Emesa abre el concurso público para que la construcción del Parque Solar Guaymallén, que se instalará en en el predio del vertedero de residuos que la Municipalidad de Guaymallén cerró en junio pasado. La Empresa Mendocina de Energía (Emesa) anunció que los pliegos estarán disponibles para consultas de las empresas interesadas a partir del 30 de diciembre y hasta el 5 de febrero de 2026. De esta manera se cumple otra paso mas en la concreción del proyecto de la Municipalidad de Guaymallén para transformar el basural de Puente de Hierro en un centro generador de energía limpia.
Los pedidos de consultas podrán realizarse hasta el 3 de febrero de 2026, al correo electrónico renovable@emesa.com.ar, indicando en el asunto “Consultas PS Guaymallén”. El pliego se puede consultar haciendo click acá.
El 10 de febrero de 2026 a las 14.30 vence el plazo para presentar las propuestas de las empresas interesadas en construir el Parque Solar Guaymallén. La presentación se debe realizar en la sede de Emesa, Patricias Mendocinas 1285 de la Ciudad de Mendoza.
El 15 de octubre pasado, el intendente de Guaymallén, Marcos Calvente, y el gerente general de EMESA, Mauricio Pinti, firmaron un convenio por el que la Municipalidad de Guaymallén encarga a Emesa la ejecución y realización de estudios de prefactibilidad, gestiones técnicas y administrativas para la confección del Pliego de Especificaciones Técnicas para la provisión, instalación, supervisión y habilitación de un Sistema Fotovoltaico de Generación Distribuida “con la finalidad de mejorar el aprovechamiento de energía eléctrica de fuentes renovables, su difusión y concientización en la comunidad”.
El proyecto del Parque Solar Guaymallén fue anunciado oficialmente el 30 de septiembre pasado durante la presentación del Plan Bienal de Obra Pública de Guaymallén en el Hotel Hilton, con la presencia del gobernador Alfredo Cornejo.
La potencia del Sistema Voltaico de Generación Distribuida será de aproximadamente 5,4 MW de potencia. Con esa generación se cubrirán las necesidades energéticas de todos los servicios municipales. “Es un parque solar para el autoconsumo, que va a generar la energía eléctrica que consume el municipio para funcionar y para la prestación de todos los servicios municipales, incluyendo la energía que consumimos para prestar el servicio del alumbrado público. Con esta iniciativa, Guaymallén será el primer y único municipio de la Argentina en contar con un parque solar de estas características, el más grande del país bajo el esquema de generación distribuida”, destacó Calvente.
Por su parte, Mauricio Pinti destacó “el trabajo articulado que estamos haciendo con el municipio para desarrollar un parque solar propio, el más grande del país, que va a autoabastecer con energía limpia el consumo que genera y de esa manera directamente bajar su huella de carbono”
Por este convenio Emesa llevará adelante todas las tareas necesarias para la ejecución y puesta en marcha del parque solar, en un sistema de construcción «llave en mano», que una vez finalizada la obra la entregará a la Municipalidad de Guaymallén. “Nosotros ya hemos realizado anteproyecto con el INTI, el que nos permitió determinar la factibilidad técnica, factibilidad económica y las características principales del parque. El objetivo es que a fin de este mes o principio de noviembre tengamos ya el proyecto y los pliegos listos para iniciar el proceso licitatorio”.
Emesa tiene vasta experiencia en el desarrollo de proyectos solares en la provincia: El Quemado, que actualmente construye YPF Luz, el del Pasip en Palmira y el Parque Solar Godoy Cruz.
La Municipalidad de Guaymallén ya realizó los estudios de suelo para saber si el terreno podrá soportar la estructura que sostendrá a los futuros paneles solares y resistir vientos y lluvias. Los estudios, conocidos como «Pull Out Test», dio resultados alentadores ya que los perfiles metálicos hincados en el terreno a 2,20 metros de profundidad, resistieron bien las tensiones a las que fueron sometidos.
Emesa abre el concurso público para que la construcción del Parque Solar Guaymallén, que se instalará en en el predio del vertedero de residuos que la Municipalidad de Guaymallén cerró en junio pasado. La Empresa Mendocina de Energía (Emesa) anunció que los pliegos estarán disponibles para consultas de las empresas interesadas a partir del 30 de diciembre y hasta el 5 de febrero de 2026. De esta manera se cumple otra paso mas en la concreción del proyecto de la Municipalidad de Guaymallén para transformar el basural de Puente de Hierro en un centro generador de energía limpia.
Los pedidos de consultas podrán realizarse hasta el 3 de febrero de 2026, al correo electrónico renovable@emesa.com.ar, indicando en el asunto “Consultas PS Guaymallén”. El pliego se puede consultar haciendo click acá.
El 10 de febrero de 2026 a las 14.30 vence el plazo para presentar las propuestas de las empresas interesadas en construir el Parque Solar Guaymallén. La presentación se debe realizar en la sede de Emesa, Patricias Mendocinas 1285 de la Ciudad de Mendoza.
El 15 de octubre pasado, el intendente de Guaymallén, Marcos Calvente, y el gerente general de EMESA, Mauricio Pinti, firmaron un convenio por el que la Municipalidad de Guaymallén encarga a Emesa la ejecución y realización de estudios de prefactibilidad, gestiones técnicas y administrativas para la confección del Pliego de Especificaciones Técnicas para la provisión, instalación, supervisión y habilitación de un Sistema Fotovoltaico de Generación Distribuida “con la finalidad de mejorar el aprovechamiento de energía eléctrica de fuentes renovables, su difusión y concientización en la comunidad”.
El proyecto del Parque Solar Guaymallén fue anunciado oficialmente el 30 de septiembre pasado durante la presentación del Plan Bienal de Obra Pública de Guaymallén en el Hotel Hilton, con la presencia del gobernador Alfredo Cornejo.
La potencia del Sistema Voltaico de Generación Distribuida será de aproximadamente 5,4 MW de potencia. Con esa generación se cubrirán las necesidades energéticas de todos los servicios municipales. “Es un parque solar para el autoconsumo, que va a generar la energía eléctrica que consume el municipio para funcionar y para la prestación de todos los servicios municipales, incluyendo la energía que consumimos para prestar el servicio del alumbrado público. Con esta iniciativa, Guaymallén será el primer y único municipio de la Argentina en contar con un parque solar de estas características, el más grande del país bajo el esquema de generación distribuida”, destacó Calvente.
Por su parte, Mauricio Pinti destacó “el trabajo articulado que estamos haciendo con el municipio para desarrollar un parque solar propio, el más grande del país, que va a autoabastecer con energía limpia el consumo que genera y de esa manera directamente bajar su huella de carbono”
Por este convenio Emesa llevará adelante todas las tareas necesarias para la ejecución y puesta en marcha del parque solar, en un sistema de construcción «llave en mano», que una vez finalizada la obra la entregará a la Municipalidad de Guaymallén. “Nosotros ya hemos realizado anteproyecto con el INTI, el que nos permitió determinar la factibilidad técnica, factibilidad económica y las características principales del parque. El objetivo es que a fin de este mes o principio de noviembre tengamos ya el proyecto y los pliegos listos para iniciar el proceso licitatorio”.
Emesa tiene vasta experiencia en el desarrollo de proyectos solares en la provincia: El Quemado, que actualmente construye YPF Luz, el del Pasip en Palmira y el Parque Solar Godoy Cruz.
La Municipalidad de Guaymallén ya realizó los estudios de suelo para saber si el terreno podrá soportar la estructura que sostendrá a los futuros paneles solares y resistir vientos y lluvias. Los estudios, conocidos como «Pull Out Test», dio resultados alentadores ya que los perfiles metálicos hincados en el terreno a 2,20 metros de profundidad, resistieron bien las tensiones a las que fueron sometidos.
