Guatemala duplicó su generación solar entre 2023 y 2025, en un contexto de expansión sin precedentes en la demanda de electricidad. Durante ese período, el consumo aumentó un 15 % y sobrepasó los 14575 GWh, lo que puso presión sobre un sistema que respondió con más energía limpia y mayor cobertura territorial.
Según datos oficiales del Ministerio de Energía y Minas (MEM), la solar fue la fuente de más rápido crecimiento en el período, mientras que la hidroelectricidad se recuperó tras un año 2024 afectado por limitaciones hídricas.
Como resultado, la participación de renovables en la matriz alcanzó un 62.3 % en 2025, revirtiendo la caída del año anterior.
La reconfiguración de la matriz obligó a reducir el uso de tecnologías térmicas como el diésel y el carbón, que habían ganado terreno transitoriamente. El MEM subrayó que este avance fue posible gracias al ingreso de nueva capacidad renovable y a la mejora en condiciones climáticas e hidrológicas.
En paralelo, la cobertura eléctrica también mejoró. Para 2025, el 91.74 % de los hogares contaba con acceso a electricidad. El salto fue más notable en zonas rurales, donde muchas soluciones se basaron en sistemas fotovoltaicos aislados.
La transformación no es casual. Guatemala definió una hoja de ruta energética que prevé incorporar 1000 MW de capacidad renovable antes de 2040, con inversiones en transmisión, almacenamiento y digitalización de redes. Para 2050, el país proyecta que el 81.5 % de la generación provenga de fuentes limpias.
Actualmente, ya hay más de 800 MW renovables contratados y otros 700 a 1000 MW en desarrollo, lo que permitiría duplicar la capacidad actual sin incentivos fiscales, según proyecciones del sector. Pero cumplir ese objetivo exigirá resolver cuellos de botella clave, como la infraestructura de transmisión.
La AGER alertó recientemente que hasta 800 MW solares podrían quedar fuera del sistema si no se amplía la red, en un contexto donde el país cuenta con un potencial solar de más de 7000 MW aún sin aprovechar.
Mientras tanto, el comercio eléctrico se revirtió. En 2025, Guatemala importó 1823 GWh, un 5 % más que en 2023, y exportó apenas 556 GWh, una caída del 41 %. El MEM explicó que esta decisión respondió a la necesidad de cubrir la creciente demanda interna y evitar riesgos de desabastecimiento.
La señal para el sector es clara: Guatemala no solo incrementó su consumo y producción eléctrica, sino que lo hizo apostando por una matriz más limpia, más amplia y más estratégica. La expansión solar y el repunte hídrico marcaron el ritmo. Ahora, el desafío pasa por sostenerlo con infraestructura y planificación.
Un grupo de organizaciones industriales europeas e internacionales pidió formalmente a las autoridades de la Unión Europea eliminar el Artículo 27a de la propuesta de reforma del Mecanismo de Ajuste en Frontera por Carbono (CBAM, por sus siglas en inglés), al considerar que introduce incertidumbre regulatoria y debilita la credibilidad del sistema europeo de precios del carbono.
El CBAM es la herramienta con la que la UE busca aplicar un costo al carbono a productos importados —como fertilizantes, acero o cemento— para equiparar las exigencias ambientales que enfrentan los productores europeos. El mecanismo es observado con especial atención en América Latina, ya que puede impactar exportaciones industriales y agroindustriales hacia el bloque.
La preocupación empresarial surge tras la propuesta de la Comisión Europea de incorporar un “freno de emergencia” que permitiría suspender temporalmente la aplicación del CBAM a determinados productos si se considera que su implementación provoca distorsiones graves en el mercado interno europeo. Según los firmantes, esta cláusula carece de criterios claros, límites temporales definidos y parámetros objetivos para su activación.
Desde el sector advierten que la previsibilidad regulatoria es clave para inversiones que tienen horizontes de entre 15 y 30 años, especialmente en proyectos vinculados a hidrógeno limpio, amoníaco bajo en carbono y fertilizantes sostenibles. La posibilidad de suspensiones retroactivas o discrecionales —sostienen— complica la evaluación de riesgos y podría postergar o redirigir decisiones de inversión.
El debate tiene implicancias más allá de Europa. Varios países latinoamericanos están posicionándose como potenciales proveedores de hidrógeno verde y amoníaco renovable para el mercado europeo. Un marco regulatorio estable en la UE es visto por inversores como una señal fundamental para viabilizar proyectos de exportación de energía limpia y productos industriales descarbonizados.
En el plano agroalimentario, los firmantes también argumentan que la seguridad alimentaria, la competitividad y la transición energética no son objetivos contradictorios. Señalan que una mayor producción de fertilizantes bajos en carbono —tanto en Europa como a través de importaciones diversificadas— podría reducir la exposición a la volatilidad del gas natural y a tensiones geopolíticas que han impactado los precios en los últimos años.
Según la industria, la incertidumbre comercial y energética ha sido uno de los principales factores detrás de la volatilidad reciente en los mercados de fertilizantes, más que la aplicación del propio CBAM. Por ello, consideran que debilitar el mecanismo podría enviar una señal contraproducente en momentos en que múltiples economías evalúan implementar sistemas propios de fijación de precios al carbono.
Los firmantes sostienen que el objetivo original del CBAM fue impulsar la descarbonización global y promover reglas de juego claras para el comercio internacional en un contexto de transición energética. A su juicio, mantener la estabilidad normativa será determinante para consolidar inversiones, fortalecer cadenas de valor bajas en carbono y sostener la credibilidad climática de la Unión Europea.
En un anuncio que redefine la geografía económica del país, el gobernador Alberto Weretilneck presentó formalmente el acuerdo estratégico que posiciona a Río Negro como el principal polo hidrocarburífero y logístico de Argentina.
El plan maestro se apoya en dos pilares fundamentales: la construcción de la terminal de exportación en Punta Colorada a través del proyecto Vaca Muerta Sur y la recuperación de áreas maduras que serán relicitadas para reactivar la producción convencional. Con esta hoja de ruta, la provincia deja de ser un actor secundario en la cuenca neuquina para transformarse en la “llave de salida” de la energía argentina hacia el mundo, garantizando la infraestructura necesaria para el petróleo y el futuro GNL.
Punta Colorada: El puerto del millón de barriles El corazón del acuerdo es la consolidación de Sierra Grande como el nodo exportador más importante de Sudamérica. El oleoducto Vaca Muerta Sur, impulsado por YPF, permitirá transportar el crudo desde el corazón de la formación no convencional directamente hacia el Atlántico rionegrino.
Esta obra elimina los cuellos de botella que hoy limitan el crecimiento de Vaca Muerta y permitirá que Argentina escale su capacidad exportadora de forma masiva. Para Río Negro, esto significa una recaudación récord en regalías y tasas portuarias, además de una explosión de demanda de servicios y proveedores locales en la zona de la costa.
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Reactivación de áreas y soberanía provincial: Más allá de la logística, el acuerdo contempla un plan agresivo para las áreas maduras. Weretilneck confirmó que la provincia recibirá las concesiones que YPF decidió desinvertir, abriendo el juego a operadoras medianas y pequeñas que puedan aplicar tecnologías de recuperación secundaria y terciaria.
Este enfoque busca evitar el declive de la producción convencional y mantener los niveles de empleo en localidades históricas como Catriel. Al combinar la potencia del shale que cruza la frontera provincial con la revitalización de sus yacimientos tradicionales, Río Negro se asegura un flujo de ingresos diversificado y un rol político central en la Mesa Energética Nacional.
La Visión de Runrún Energético:
En Runrún consideramos que este es el verdadero “game changer” de la semana. Mientras otros discuten proyecciones, Río Negro está firmando contratos y moviendo tierra. Weretilneck entendió antes que nadie que el negocio no es solo tener el recurso, sino tener el puerto. El desplazamiento del centro de gravedad de Bahía Blanca hacia Punta Colorada es un hecho histórico que le da a la Patagonia una autonomía y un peso económico sin precedentes. Río Negro ya no es solo turismo y manzanas; hoy es el pulmón exportador que la macroeconomía argentina necesita para respirar.
El presidente Javier Milei encabeza esta semana en Nueva York la “Argentina Week”, un evento que ha generado un interés sin precedentes en Wall Street, con cupos agotados y la presencia de los principales fondos de inversión del mundo.
La estrategia oficial presenta un giro disruptivo: el foco ya no está puesto únicamente en la producción de hidrocarburos tradicionales, sino en vender a la Argentina como el hub global para la infraestructura de Inteligencia Artificial (IA). El Gobierno busca capitalizar las ventajas del RIGI para atraer a los “dueños de la energía” que necesitan alimentar megacentros de datos, posicionando el potencial energético nacional como el escenario ideal para la próxima revolución tecnológica.
OpenAI y la apuesta de u$s 25.000 millones: Uno de los pilares de esta misión es la consolidación de la alianza entre OpenAI y la firma local Sur Energy. El proyecto contempla la construcción de un centro de datos masivo en la región patagónica que requeriría una inversión de 25.000 millones de dólares, convirtiéndose en el mayor ingreso de capitales bajo el régimen RIGI hasta la fecha.
Los inversores ven en Argentina una combinación única: disponibilidad de energía limpia (eólica), clima favorable para el enfriamiento de servidores y un marco legal que garantiza estabilidad fiscal por 30 años. Milei busca convencer a Wall Street de que Argentina no es solo una reserva de petróleo, sino la batería que impulsará la IA global.
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Riesgo País en mínimos y el respaldo financiero: La presentación ante los banqueros ocurre en un contexto financiero inmejorable para el relato oficial, con el Riesgo País perforando los 510 puntos y una inflación en franco descenso. La comitiva empresarial que acompaña al presidente destaca que hoy existe un “consenso capitalista” que blinda las reformas estructurales.
Para los dueños de la energía en Nueva York, la Argentina Week representa la oportunidad de entrar en activos estratégicos a precios competitivos, confiando en que el RIGI sea la herramienta definitiva para normalizar el flujo de dividendos y la seguridad jurídica de largo plazo, complementando los grandes proyectos de infraestructura que ya se ejecutan en el sur del país.
La Visión de Runrún Energético:
En Runrún entendemos que este es el “momento de la verdad” para el RIGI. Que Milei elija Wall Street para hablar de la energía vinculada a la IA y no solo del shale de Vaca Muerta, muestra una visión moderna del sector. No se trata solo de sacar crudo; se trata de exportar el valor agregado que genera la energía aplicada a la tecnología de punta. Si se concreta la inversión de OpenAI, Argentina cambiará su perfil productivo para siempre. Es una jugada audaz: transformar el viento y el gas en datos y soluciones tecnológicas globales.
América Latina se encamina a convertirse en el epicentro del crecimiento petrolero global en 2026, impulsada por un “triunvirato de hierro” conformado por Brasil, Guyana y Argentina.
Según el último informe de la consultora estratégica Rystad Energy, estos tres países añadirán más de 700.000 barriles diarios (bpd) de nueva producción durante este año, superando con creces la capacidad de respuesta de otros jugadores históricos como Venezuela o México. Este salto productivo, que complementa el superávit récord reportado por MEGSA, posiciona a Sudamérica como el principal proveedor de crudo incremental fuera del bloque OPEP+, atrayendo inversiones récord en proyectos offshore y desarrollos no convencionales.
Vaca Muerta: eficiencia de clase mundial y u$s 11.000 millones en juego Argentina juega un papel fundamental en este escenario gracias a la madurez de Vaca Muerta. El informe de Rystad destaca que la inversión en hidrocarburos de esquisto (shale) en la región rozará los 11.000 millones de dólares en 2026, con la cuenca neuquina como principal destino.
Este flujo de capital está permitiendo que la eficiencia operativa alcanzada en el shale argentino sea comparada ya con los mejores yacimientos de Estados Unidos (Permian Basin). Esta competitividad garantiza una curva de crecimiento sostenida, permitiendo que Argentina alcance niveles históricos de producción y se consolide como un exportador relevante de crudo liviano hacia mercados de alta demanda.
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El dominio del offshore y la geopolítica del suministro: Mientras Argentina lidera en tierra firme, Brasil y Guyana lo hacen en las profundidades del Atlántico. Brasil continúa su expansión imparable en el Presal, con la entrada en operación de nuevas unidades flotantes (FPSO), mientras que Guyana se mantiene como la estrella de crecimiento más rápido del mundo.
En conjunto, esta “nueva ola” energética latinoamericana genera un alivio en el suministro global, moderando las presiones alcistas de precios. Para Argentina, formar parte de este podio significa no solo un ingreso masivo de divisas, sino una relevancia geopolítica renovada como proveedor estratégico y confiable frente a la volatilidad de Medio Oriente.
La Visión de Runrún Energético:
En Runrún vemos con optimismo este diagnóstico que integra nuestras investigaciones previas con datos globales. Que Argentina comparta el podio con gigantes como Brasil y el fenómeno de Guyana no es casualidad; es el resultado de años de aprendizaje en Vaca Muerta y una geología privilegiada. El desafío ahora es la infraestructura: para que esos 700.000 barriles adicionales lleguen al puerto, necesitamos que los oleoductos y las terminales de exportación avancen al mismo ritmo que los equipos de perforación. Argentina ya no compite contra su propio pasado, ahora compite en las grandes ligas del petróleo mundial.
En un movimiento estratégico para destrabar inversiones de gran escala en la cordillera, la Cámara Minera de Mendoza (CaMEM) manifestó su respaldo formal al proceso de adecuación de la Ley de Glaciares que se debate en el Congreso Nacional.
La entidad empresaria advirtió que la legislación actual presenta vacíos técnicos que afectan la seguridad jurídica, impidiendo el desarrollo de proyectos que son vitales para la economía provincial y nacional. Según la CaMEM, una regulación más precisa no debilita la protección del agua, sino que la fortalece al establecer criterios científicos claros que separan las reservas hídricas estratégicas de las áreas donde la actividad industrial puede convivir con el entorno natural sin riesgos.
Claridad técnica para atraer inversiones: El principal argumento de la Cámara es la necesidad de redefinir el concepto de “ambiente periglacial”. Actualmente, la ambigüedad de la norma ha derivado en interpretaciones judiciales que bloquean proyectos incluso en zonas sin recursos hídricos comprobados.
Para los mineros mendocinos, la reforma es el paso necesario para que el Malargüe Distrito Minero Occidental (MDMO) pueda consolidarse como un polo de atracción de capitales bajo el régimen RIGI. Reglas de juego claras permitirán capturar las inversiones que hoy fluyen hacia otros países, garantizando que Mendoza participe activamente en la provisión de minerales para la transición energética global, como el cobre y el oro.
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Federalismo y armonía ambiental: La CaMEM también hizo hincapié en el respeto a las facultades provinciales sobre sus propios recursos naturales, tal como establece la Constitución Nacional. La propuesta de adecuación busca un equilibrio federal que permita a las provincias ejercer su poder de policía y control ambiental con estándares modernos y auditorías permanentes.
Al eliminar la “incertidumbre regulatoria”, se espera que Mendoza recupere el terreno perdido frente a otras provincias mineras, transformando su potencial geológico en empleo genuino, desarrollo de proveedores locales y una balanza comercial más robusta para los próximos años.
La Visión de Runrún Energético:
En Runrún consideramos que esta es una noticia central porque toca el “nervio” del desarrollo mendocino. No se puede hacer minería del siglo XXI con leyes interpretables del siglo XX. El respaldo de la CaMEM es un voto de confianza a la gestión política que busca normalizar el sector. Sin una Ley de Glaciares clara, el RIGI es solo una promesa. Mendoza necesita que esta reforma avance para que el cobre deje de estar en la montaña y pase a estar en la economía de los mendocinos.
La terminal de Puerto Rosales, en el sur de la provincia de Buenos Aires, se convirtió esta semana en el escenario de una de las mayores operaciones concentradas de exportación de crudo en la historia del shale argentino.
Tres buques tanque de gran porte —el Moscow Spirit, el Monique Glory y el Aqualegacy— cargaron en conjunto más de dos millones de barriles de petróleo proveniente de Vaca Muerta con destino directo a las refinerías de Estados Unidos. Este operativo, que involucra el despacho de más de 300.000 toneladas de hidrocarburos, ratifica la capacidad de la infraestructura portuaria para procesar los crecientes excedentes de producción y posiciona a la Argentina como un proveedor de escala global en el mercado del Atlántico.
Gigantes del mar en la costa bonaerense: La escala de esta operación está marcada por la llegada de buques tipo Suezmax y Aframax, naves que superan los 250 metros de eslora y que exigen una coordinación logística de altísima precisión. Cada uno de estos tanqueros transporta unos 700.000 barriles, un volumen que solo puede ser gestionado gracias a las recientes obras de ampliación en la terminal de Otamérica (Oiltanking).
La modernización del sistema de bombeo y la puesta en marcha de nuevos muelles han permitido reducir los tiempos de carga y aumentar la frecuencia de los despachos, eliminando los cuellos de botella que históricamente limitaban la salida del shale oil neuquino hacia los mercados internacionales.
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Rumbo al superávit energético: El flujo constante de buques desde Puerto Rosales hacia el hemisferio norte es el motor que sostiene la balanza comercial energética positiva del país. Con la producción de Vaca Muerta batiendo récords mes a mes, la exportación se ha vuelto el destino natural de la mayor parte del crudo extraído, ya que la demanda de las refinerías locales se encuentra plenamente satisfecha.
Expertos del sector señalan que esta secuencia de embarques hacia Estados Unidos no es un hecho aislado, sino la consolidación de una ruta comercial estratégica que le permite a las operadoras argentinas capturar precios internacionales y financiar la expansión de sus planes de perforación para 2026 y 2027.
La Visión de Runrún Energético:
En Runrún nos entusiasma ver estas fotos de los “gigantes” cargando en Puerto Rosales. Es la prueba física de que la energía es la nueva soja. Ver salir 2 millones de barriles en una sola tanda operativa es un mensaje claro al mundo: Argentina tiene el recurso, tiene la eficiencia y ahora tiene la salida. El midstream dejó de ser una promesa para convertirse en una realidad que factura en dólares. Si Puerto Rosales sigue a este ritmo, la discusión sobre la falta de divisas va a quedar pronto en el pasado.
En una negociación relámpago que garantiza la continuidad de las operaciones en el corazón del shale argentino, los sindicatos petroleros de la Cuenca Neuquina alcanzaron un acuerdo con las cámaras empresariales (CEPH y CEOPE).
El pacto incluye un ajuste salarial alineado con los índices inflacionarios del primer trimestre de 2026 y la implementación de un “súper bono” de gratificación no remunerativo que se percibirá en dos tramos. Este acuerdo no solo desactiva cualquier foco de conflicto en un momento de récords productivos, sino que consolida a la industria petrolera como el sector con los mejores estándares salariales del país, reflejando la alta especialización que demanda la actividad no convencional.
Incentivo a la productividad y estabilidad: El sindicato liderado por Marcelo Rucci destacó que el bono extraordinario es un reconocimiento al esfuerzo de los trabajadores que han permitido alcanzar niveles de fractura y perforación sin precedentes. Para las empresas operadoras, la firma de este acuerdo representa la seguridad jurídica laboral necesaria para sostener los planes de inversión anunciados para este año.
La “paz social” es un activo intangible pero crítico en Vaca Muerta: un día de paro en la cuenca representa pérdidas millonarias y afecta los compromisos de exportación asumidos, por lo que este cierre paritario es visto con alivio tanto por el sector privado como por el Gobierno nacional.
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Impacto en la economía regional: La inyección de fondos proveniente del aumento y los bonos tendrá un impacto inmediato en el consumo y la actividad comercial de ciudades como Neuquén, Añelo y Rincón de los Sauces. Con salarios que triplican el promedio nacional, el sector petrolero sigue funcionando como el principal motor de la economía regional.
Sin embargo, el acuerdo también pone presión sobre los costos operativos de las empresas de servicios (pymes locales), que deberán absorber estos incrementos mientras intentan mantener la eficiencia competitiva que exige el mercado internacional.
La Visión de Runrún Energético:
En Runrún sabemos que Vaca Muerta es una máquina que no puede parar. El acuerdo alcanzado por Rucci y los jerárquicos es una excelente noticia para la industria; demuestra que hay madurez para negociar sin llegar al conflicto extremo. Un operario bien pago es un operario eficiente, y en una industria de riesgo como la nuestra, la motivación es clave para la seguridad. Con los sueldos asegurados, ahora el foco vuelve a estar donde debe: en los récords de producción y en que el crudo siga fluyendo hacia los puertos.
Un cambio de marea se está gestando en el mercado global del petróleo no convencional. Informes recientes de consultoras como Rystad Energy indican que la cuenca del Permian, el motor que convirtió a Estados Unidos en el mayor productor mundial, está mostrando signos de fatiga operativa y una menor productividad por pie perforado.
Ante el agotamiento de los “puntos dulces” (sweet spots) en Texas y Nuevo México, las grandes operadoras internacionales han comenzado a girar sus radares hacia la Cuenca Neuquina. Vaca Muerta aparece hoy como la única formación en el mundo capaz de ofrecer pozos que, en promedio, son un 65% más productivos que los de su par norteamericano.
La geología argentina como refugio de inversión: Mientras que un pozo promedio en el Permian acumula unos 600.000 barriles, los desarrollos actuales en Vaca Muerta ya alcanzan el millón de barriles de producción acumulada. Esta superioridad geológica se complementa con un espesor de roca que permite múltiples niveles de navegación, algo que el shale de EE. UU. ya ha explotado casi al límite.
Los técnicos destacan que la “ventana de petróleo” argentina es mucho más generosa y resiliente; con un breakeven que ya perforó los u$s 40 en las zonas core, la formación neuquina es capaz de sostener la rentabilidad incluso en escenarios de precios internacionales moderados (Brent a u$s 60-70).
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Competitividad y eficiencia operativa: El estancamiento en EE. UU. viene acompañado de un aumento en los costos de servicios. En contraste, Argentina ha logrado una curva de aprendizaje que para 2026 proyecta un récord de 28.000 etapas de fractura anuales. Si bien el Permian todavía lidera en velocidad de completación (200 días para un pad de cuatro pozos frente a los 234 de Vaca Muerta), la brecha se está cerrando rápidamente.
Este escenario proyecta para 2026 una llegada masiva de equipos de perforación de última generación que buscan replicar el éxito del modelo estadounidense en suelo neuquino, traccionando inversiones de gigantes como Shell, que acaba de ratificar u$s 700 millones para este año.
La Visión de Runrún Energético:
En Runrún siempre dijimos que Vaca Muerta era la “joya de la abuela”, pero ahora es la joya que todo el mundo quiere comprar. Que el Permian esté llegando a un techo es la mejor noticia para nosotros: nos quita un competidor directo por el capital financiero. Estamos ante una ventana de oportunidad histórica: si logramos mantener la estabilidad y las reglas del RIGI, Argentina puede heredar el trono que Estados Unidos empieza a dejar vacante en el mundo del petróleo no convencional.
En el marco de un plan integral de modernización de las relaciones laborales en sectores estratégicos, organismos estatales de Trabajo y Derechos Humanos han iniciado un proceso de monitoreo sobre la implementación de políticas de igualdad y prevención de violencias en empresas del sector minero.
Estas auditorías buscan garantizar que los proyectos, especialmente aquellos ubicados en zonas de alta montaña y campamentos remotos, cuenten con protocolos robustos de convivencia, equidad de género y canales de denuncia efectivos. La iniciativa responde a la creciente exigencia de estándares internacionales de gobernanza (ESG) que demandan que el crecimiento económico de la minería vaya acompañado de un desarrollo social inclusivo y entornos de trabajo seguros para todos sus colaboradores.
Certificación de entornos laborales seguros: El monitoreo pone especial énfasis en la capacitación bajo normativas de prevención de violencias y en la revisión de los procesos de ascenso y contratación para eliminar brechas de género. Desde el sector señalan que la profesionalización de estas áreas no solo mejora el clima laboral y la retención de talento, sino que también es un requisito indispensable para las operadoras que buscan financiamiento en mercados globales.
La transparencia en la gestión de los recursos humanos se ha convertido en un activo crítico: empresas con mejores indicadores de igualdad demuestran una mayor capacidad operativa y una menor conflictividad interna, factores que los inversores monitorean con la misma rigurosidad que los datos de producción.
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Hacia una minería con perspectiva de futuro: La incorporación de más mujeres y diversidades en puestos técnicos y de decisión es uno de los desafíos más grandes que enfrenta la industria minera argentina. Este esquema de monitoreo oficial actúa como un incentivo para que las pymes proveedoras y las grandes operadoras alineen sus reglamentos internos con las mejores prácticas mundiales.
Al fortalecer la cultura organizacional, la industria minera no solo cumple con su responsabilidad social, sino que también mejora su licencia social en las comunidades donde opera, demostrando que el desarrollo minero del siglo XXI es inseparable del respeto a los derechos humanos y la promoción de la igualdad de oportunidades.
La Visión de Runrún Energético:
En Runrún celebramos que la agenda de igualdad llegue a los yacimientos. No se puede hablar de una minería de vanguardia si no garantizamos que cada trabajador y trabajadora se sienta seguro en su puesto. Este tipo de monitoreos ayuda a profesionalizar el sector y a romper con viejos prejuicios, atrayendo a nuevos talentos que la industria necesita desesperadamente. Una empresa que cuida a su gente es, al final del día, una empresa más productiva y sustentable en el tiempo.
Como parte de su programa de fiscalización y remediación ambiental, el Gobierno de Tierra del Fuego ha intensificado las tareas de supervisión sobre el abandono definitivo de pozos petroleros que han cesado su producción.
El proceso, conocido como cierre técnico, consiste en el sellado hermético de las perforaciones mediante tapones de cemento colocados a profundidades estratégicas, con el objetivo de aislar las formaciones geológicas y prevenir cualquier tipo de contaminación en los acuíferos subterráneos. Esta acción es fundamental para asegurar que el ciclo de vida de los yacimientos convencionales en la isla concluya de manera segura, eliminando riesgos para el ecosistema fueguino y cumpliendo con las normativas ambientales vigentes.
Seguridad hídrica y remediación del suelo: La Secretaría de Energía provincial destacó que cada plan de abandono presentado por las operadoras debe pasar por una rigurosa auditoría técnica. No se trata solo de tapar el pozo, sino de garantizar que no existan filtraciones de gas o petróleo residual hacia la superficie o hacia las napas de agua dulce.
Una vez finalizado el sellado del pozo, las empresas están obligadas a realizar la remediación del suelo circundante y el retiro de toda la infraestructura de superficie, permitiendo que el terreno recupere sus condiciones naturales. Este control es vital en una provincia donde la convivencia entre la industria extractiva y la preservación del paisaje es un eje central de la política pública.
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El costo del final del ciclo: El cierre de pozos representa un desafío logístico y financiero para las operadoras, quienes deben destinar inversiones específicas para esta etapa “no productiva”. Sin embargo, las autoridades fueguinas han sido claras en que no se permitirán pozos inactivos sin un plan de cierre definido, evitando así la acumulación de pasivos ambientales que luego deban ser afrontados por el Estado.
Para el sector, este proceso también abre oportunidades para empresas locales de servicios especializadas en remediación y sellado técnico, generando una microeconomía de servicios ambientales que acompaña el declive natural de los yacimientos más antiguos de la cuenca austral.
La Visión de Runrún Energético:
En Runrún celebramos que se hable del final del ciclo con la misma seriedad que del inicio de la perforación. Una industria madura se mide por cómo cuida el suelo cuando se retira. Que Tierra del Fuego lidere estos controles es una señal de que la provincia entiende que la licencia social para seguir explorando depende, en gran medida, de lo bien que se limpien las huellas del pasado. El petróleo se termina, pero el agua y la tierra deben quedar intactos para las próximas generaciones.
En una medida orientada a proteger a los sectores más vulnerables ante la llegada de las bajas temperaturas, el Gobierno de la Provincia del Neuquén oficializó la compra directa de 32.000 garrafas de Gas Licuado de Petróleo (GLP).
La inversión, que asciende a más de 935 millones de pesos, busca cubrir el vacío dejado por la falta de implementación de los programas nacionales de subsidio energético. Con esta decisión, la administración de Rolando Figueroa reafirma su compromiso de que el recurso gasífero llegue primero a los neuquinos, priorizando a los hogares que aún no cuentan con acceso a la red troncal de gas natural en los parajes y localidades del interior provincial.
Inversión propia y logística territorial : La operatoria contempla la adquisición de envases de 10 kilos a la empresa YPF Gas SA, con un costo unitario de 15.000 pesos. Para asegurar que el beneficio llegue a destino sin demoras, la provincia contrató a Hidrocarburos del Neuquén SA (Hidenesa) para coordinar el transporte y la distribución en todo el territorio.
El esquema de entrega prevé que 21.000 garrafas se destinen a los departamentos del interior, donde las condiciones climáticas son más extremas, mientras que las 11.000 restantes reforzarán la asistencia en la zona de la Confluencia. Esta descentralización busca optimizar los tiempos de respuesta y garantizar un stock crítico antes del inicio del invierno.
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Soberanía energética provincial: La decisión de avanzar con fondos propios se tomó ante la ausencia de un convenio firmado con el Estado Nacional para el financiamiento del Fondo Fiduciario para Subsidios de Consumos Residenciales de Gas. Desde el Ejecutivo provincial señalaron que no se puede esperar a los tiempos burocráticos de Nación cuando está en juego la calefacción y la cocción de alimentos de miles de familias.
La medida se suma a otras acciones estratégicas, como el reciente traslado de plantas de GLP para ampliar redes en Moquehue, consolidando un plan integral que busca reducir la brecha de infraestructura energética en una provincia que es, paradójicamente, la principal productora de gas del país.
La Visión de Runrún Energético:
En Runrún destacamos esta gestión como un acto de justicia elemental. Es inaceptable que en la provincia que alimenta de gas a toda la Argentina existan hogares pasando frío. El esfuerzo financiero de la provincia para suplir la ausencia nacional es notable, pero también marca la necesidad urgente de terminar las obras de red pendientes. Mientras el gasoducto no llegue a la puerta de cada neuquino, la garrafa social seguirá siendo el salvavidas indispensable que el Estado debe garantizar.
Venezuela tiene previsto enviar un cargamento de petróleo crudo a Israel. Será el primero en varios años. No hubo anuncio oficial y el movimiento se manejó con bajo perfil, según personas con conocimiento de la operación. Todavía no hay fechas cerradas para el arribo.
Según Bloomberg, el cargamento irá a Bazan Group, el principal refinador israelí. Las fuentes dijeron que el acuerdo no se comunicó y que tampoco se difundieron detalles comerciales. En el mercado, el destino llamó la atención porque no es habitual para el crudo venezolano.
En enero, fuerzas estadounidenses capturaron al presidente venezolano Nicolás Maduro. La administración de Donald Trump anunció luego que pasaría a controlar la comercialización del petróleo del país.
El último envío de crudo venezolano a Israel fue a mediados de 2020. En ese momento, el país importó cerca de 470.000 barriles, según datos de Kpler. Bazan Group, también conocida como Oil Refineries Ltd, declinó hacer comentarios. El Ministerio de Energía de Israel tampoco respondió consultas.
En las semanas posteriores comenzaron a verse movimientos hacia destinos distintos para el crudo venezolano, aunque varios envíos no se hicieron públicos ni quedaron del todo claros.
Hasta la captura de Maduro, la mayor parte del crudo venezolano se vendía a China. En las últimas semanas aparecieron cargamentos con destino a India, España y Estados Unidos. Israel se suma ahora a esa lista. El cuadro todavía no está cerrado y los flujos siguen ajustándose.
En enero, la situación dentro de la OPEP resultó tensa. Aunque el conjunto produjo menos petróleo, los mercados observaban con atención cada indicio de desequilibrio. Este descenso sucede mientras, en otro extremo, Venezuela logra avances notorios. Allí, tras meses de caída, la extracción casi alcanza nuevamente el umbral de un millón de barriles por día.
El 9 de febrero de 2026, una revisión realizada por Reuters mostró que la producción de la OPEP durante enero descendió 60.000 barriles diarios frente a diciembre. En conjunto, llegó a 28,34 millones de bpd. Aunque ciertos países aumentaron su extracción, el panorama general reflejó reducciones sostenidas. Factores técnicos influyeron, junto con restricciones estructurales prolongadas. La disminución persiste sin relación directa con mejoras operativas recientes.
Fue sobre todo por lo que ocurrió en Nigeria y Libia. Operaciones interrumpidas afectaron las salidas desde Nigeria. Las cargas se vieron limitadas allí debido a problemas de transporte. En Libia, condiciones climáticas adversas causaron cierres portuarios. Algunos muelles importantes dejaron de funcionar temporalmente. Esto ya ha sucedido antes en ese territorio. Interrupciones fuera del control comercial son comunes en dicho lugar.
Pese a la demanda elevada, Irán extrajo volúmenes menores. Debido a las restricciones impuestas por Estados Unidos, sus envíos al exterior se mantienen limitados. Aunque el mercado global necesita más suministro, su participación sigue disminuyendo. Como consecuencia, su influencia en el comercio energético mundial permanece restringida.
Un descenso siguió a la medida de OPEP+, tras decidir detener subidas programadas desde comienzo del año 2026. En lugar de añadir crudo, el grupo priorizó estabilidad; algunos miembros funcionan casi al límite actualmente. Más aún, sus esfuerzos giran hacia conservación de infraestructura antes que crecimiento productivo. La revisión responde así a limitaciones físicas, no solo decisiones estratégicas entre países aliados.
Por otro lado, Venezuela tomó un rumbo distinto. Superando los 600.000 barriles por día, la Faja del Orinoco impulsó el total productivo hasta acercarse al millón de bpd. Ese nivel no ocurría desde hace mucho tiempo. Tras una extensa etapa de descenso, ahora hay indicios claros de giro en la trayectoria.
Un alza ocurrió gracias a que dejaron de reducir producción dentro del país junto con mejores condiciones para vender petróleo al exterior. Como las restricciones bajaron, fue posible sacar reservas almacenadas, encender nuevamente perforaciones paralizadas y continuar iniciativas sin avance por ausencia de compradores.
Ahora el escenario político es distinto. Luego de una larga etapa marcada por la inestabilidad y ausencia de recursos, el sector petrolero del país se ajusta a condiciones distintas: normativas renovadas, colaboraciones con compañías internacionales entran en juego, mientras que mantener los envíos al exterior gana prioridad.
Lejos aún de máximos pasados, la mejora pone otra vez a Venezuela bajo observación comercial, especialmente en petróleos densos. Con continuidad en esta tendencia, las refinerías podrían ver cambios, así como los patrones de valoración.
Con el panorama actual, domina una tensión notable en el mercado. Parte de la OPEP reduce su suministro. Al mismo tiempo, vuelven lentamente los barriles procedentes de Venezuela. Varios productores trabajan cerca del máximo posible. Ya desde principios de 2026, cualquier falla significativa resultaría compleja de absorber.
La Cuenca Pérmica representa el 50% de la producción de EE.UU.
La caída en el precio internacional del petróleo, una baja considerable en los márgenes de ganancias de los productores de petróleo de Estados Unidos sumados a una reducción en los rendimientos de los pozos de la Cuenca Pérmica están llevando a los productores de shale estadounidenses a expandir sus fronteras hacia nuevas cuencas. En este contexto, Vaca Muerta aparece como un play atractivo para la inyección de capital.
«Los productores estadounidenses de esquisto se encuentran en una crisis de la mediana edad: saben que sus mejores días de crecimiento ya han quedado atrás», reza un artículo del Wall Street Journal publicado hoy. A principios de este año, Harold Hamm, el magnate estadounidense conocido como “el rey del fracking” anunciaba que por primera vez en su historia detendría las perforaciones en la formación Bakken, en Dakota del Norte: “No hay necesidad de perforar cuando los márgenes prácticamente han desaparecido”, dijo el fundador de Continental Resources en una entrevista que brindó en enero.
Uno de los principales factores que llevó a Hamm a detener su actividad en Bakken, su formación estrella, fue que el breakeven para la perforación de un pozo pasó a valuarse en los US$ 58 por barril. En Vaca Muerta, en cambio, se ubica en torno a los US$ 45. En esta misma línea, la promesa del presidente Donald Trumpde llevar el barril a los US$ 50 fue vaticinada por algunos especialistas como un determinante para reducir operaciones en todas las cuencas estadounidenses, incluidas el Permian.
En enero Hamm declaró a Bloomberg que “mucha gente está evaluando su actividad en todas las cuencas”. Este análisis derivó en la llegada de Continental Resources a Vaca Muerta.
En septiembre pasado el magnate se reunió con el presidente Javier Milei y dio a conocer que su compañía había adquirido a Pluspetrol el bloque Los Toldos II Oeste, convirtiéndola en la primera petrolera norteamericana en desembarcar en Argentina en los últimos 10 años. Además, el rey del fracking adquirió campos no convencionales en Turquía.
La nueva fase de los no convencionales
Harold Hamm junto a Javier Milei durante su visita a Argentina en septiembre pasado.
Ahora el modelo de Hamm podría replicarse a nuevos jugadores. El mensaje del multimillonario no pasó desapercibido entre los productores que exploran entrar en la fase del Shale 2.0, una nueva era de los no convencionales que abre la posibilidad a replicar el exitoso modelo del Permian y expandir las fronteras hacia otros cuencas más rentables.
La suma de factores ha conducido a los productores de shale a una “crisis de mediana edad”, asegura el WST: “Muchos han combinado fuerzas, y algunos están gastando capital extra para sacar el máximo provecho de la superficie que les queda (en Estados Unidos). Más recientemente, han comenzado a buscar esquisto en el extranjero”, reza el artículo.
Entre ellos, otra de las firmas que decidió abrir el juego fue EOG Resources -la petrolera independiente que es emblema de la eficiencia-que obtuvo una concesión para la exploración de 900,000 acres en los Emiratos Árabes Unidos, convirtiéndolo en su proyecto más ambicioso por fuera de EE.UU. De hecho, EOG había sido una de las pioneras en Vaca Muerta cuando en 2011 realizó las primeras perforaciones en Bajo del Toro junto a YPF. En 2016 finalmente decidía retirarse de Argentina para enfocar su actividad en su país de origen.
La caída de la producción en el Permian, la madre de la mirada al extranjero
Vaca Muerta, en la mira de los productores norteamericanos que buscan mayor rentabilidad luego de la caída de rendimiento de Permian.
La tendencia de abrirse al extranjero por parte de las compañías norteamericanas había tenido un primer auge en 2010 cuando los productores analizaban esa posibilidad, lo que determinó que a se período se lo conociera como «Global Shale 1.0». Sin embargo, analistas atribuyen a la exitosa producción en el Permian como la causante de que ese plan fracasara.
“Los tiempos han cambiado, y las condiciones ahora están maduras para la fase Global Shale 2.0. La cuenca del Permian sigue siendo un broteo, pero los pozos no son tan prolíficos como solían ser. En promedio, los pozos del Permian perforados por primera vez en 2016 en la formación Wolfcamp se estimaba que producían 65 barriles por pie lateral perforado. Se espera que los pozos perforados el año pasado produzcan 46 barriles por pie”, sostienen desde el periódico económico.
Según las estimaciones de los analistas consultados, el Wall Street Journal asegura que a los productores estadounidenses les quedan menos de 10 años de pozos de primer nivel: “Los productores norteamericanos de gran capitalización tienen en promedio alrededor de 7,5 años de inventario de perforación de esquisto de alta calidad. A los pequeños y medianas productores les va peor, con un promedio de 2,5 años de inventario de esquisto de alta calidad”, sentencia.
Maquieyra fue uno de los articuladores con la oposición del capítulo energético de la Ley de Bases.
Tras su reciente designación como director titular por la Clase D, Martín Maquieyra se integró a las funciones de gobierno de YPF, que conduce Horacio Marín como presidente y CEO. El exlegislador pampeano, cuya llegada se formalizó a fines de enero tras vencer su mandato el 10 de diciembre, desempeñará un rol en el Comité de Sustentabilidad y Riesgos de la petrolera,
La incorporación de Maquieyra es parte de los movimientos que llevaron a la designación del jefe de Gabinete, Manuel Adorni, en representación del Estado como Director Titular clase A, lo que le asegura al funcionario nacional la Acción de Oro en la compañía.
Estos cambios se dan como parte de una reconfiguración del Directorio que YPF comunicó días atrás a la Comisión Nacional de Valores, tras la reunión del 30 de enero, donde se produjeron movimientos internos de piezas clave del Gobierno nacional.
Tal como anunció la compañía, uno de los cambios más significativos fue el de Guillermo Francos, quien ya formaba parte del Directorio pero se desempeñaba en representación de la Clase A. Con la nueva estructura, dejó ese lugar para asumir como director titular Clase D, en tanto que se aceptaron las renuncias de Eduardo Rodríguez Chirillo y José Rolandi.
Manuel Adorni con la Acción de Oro
Ese espacio vacante en la Clase A fue ocupado por Adorni, quien comunicó su renuncia a percibir honorarios por el cargo. El control de la acción de oro es de gran relevancia para la estructura societaria de YPF, ya que otorga poder de veto en decisiones trascendentales y requiere de su voto afirmativo para definiciones específicas de la organización.
La llegada de Maquieyra al board responde a un perfil que combina formación académica con experiencia en el terreno legislativo. El exlegislador es Magíster en Gestión en Gas y Petróleo y cuenta con posgrados en economía y desarrollo sustentable, lo que le otorga perfil técnico para los desafíos que enfrenta la industria energética.
Su activo más valorado por el Gobierno fue su capacidad de articulación durante el debate de la Ley Bases. Como vicepresidente de la Comisión de Energía y Combustibles de la Cámara de Diputados, Maquieyra fue el negociador central para consensuar con los bloques opositores los capítulos referidos a la reforma energética, que representaban una parte sustancial del proyecto oficial.
Este rol legislativo -ingresó al Parlamento en 2016 en reemplazo de Carlos Mac Allister y renovó su banca en 2017 y 2021- fue captado por el Gobierno como un activo por el cual le ofrecieron estar en el board de YPF.
Con estos cambios, el Directorio de la petrolera termina de definir los perfiles de sus comités de seguimiento, de cara a la próxima reunión prevista para finales de febrero, donde se continuará con la agenda técnica y de inversiones de la firma.
“Cuando alguien les dice ‘esta vez es diferente’, lo primero que ustedes saben es que esta vez no es diferente. Seguro que es mentira. Bueno, lo primero que quiero decirles para empezar este discurso es que está vez es diferente. Y quiero explicarles por qué”, aseguró Demian Reidel el 23 de abril del año pasado ante los socios del Rotary Club de Buenos Aires, horas antes de ser designado presidente de Nucleoeléctrica Argentina.
“Les voy a contar un chimento. A las 4 de la tarde a mí me hacen presidente de Nucleoeléctrica, que es la empresa del Estado que se ocupa de manejar las centrales nucleares. Y no es que quiera señalar a la gente con el dedo, pero él, el doctor Marcelo Famá, va a acompañarme en la gestión como gerente general. Nos conocemos como hace 30 años”, subrayó. “Vamos a traer un management absolutamente top, son casi todos ingenieros o físicos del Balseiro porque vamos a desarrollar el programa nuclear”, agregó.
Famá fue desplazado el 21 de enero de su cargo luego de una denuncia interna por querer avalar un contrato con un supuesto sobreprecio de 140% y Reidel, quien intentó sostenerlo hasta último momento y perdió la votación dentro del directorio, siguió sus pasos este lunes, dejando la conducción de la compañía, a menos de diez meses de haber asumido y luego de perder el respaldo de la secretaria general de la presidencia, Karina Milei, y del principal asesor presidencial, Santiago Caputo.
Más allá de las denuncias por corrupción que aparecieron en todos los medios, y que también incluyeron sospechas por la reciente cancelación en un solo pago de una deuda bancaria de 825 millones de pesos por parte del físico egresado del Balseiro, lo preocupante a nivel sectorial es la falta de avances del Plan Nuclear Argentino, del que Reidel fue nombrado responsable por el presidente Javier Milei.
Desde la finalización de Atucha II en 2014 el sector nuclear no ha podido concretar ninguno de los proyectos que se propuso. En el camino quedaron el plan para construir el Carem, los acuerdos con China para avanzar con las centrales nucleares de potencia Atucha III y IV, la reactivación o reconversión de la Planta Industrial de Agua Pesada, la expansión del ciclo de combustible —en sus etapas de conversión y fabricación— y la reactivación de la exploración y explotación de la minería de uranio, eslabón inicial de la cadena productiva, pese a que el país cuenta con reservas significativas de ese mineral.
Los distintos gobiernos han hecho numerosos anuncios, más o menos rimbombantes, durante los últimos años destinados a reactivar el sector, que luego se frustraron por falta de recursos y problemas de gestión. El Plan Nuclear Argentino asoma como un exponente más de ese fracaso.
El Plan Nuclear Argentino
Reidel presentó el Plan Nuclear el 20 de diciembre de 2024 en un acto en la Casa Rosada junto al presidente Milei y el titular del Organismo Internacional de Energía Atómica (OIEA), Rafael Grossi. Ese día se anunció también la creación del Consejo Nuclear Argentino, órgano presidido por Reidel e integrado por el Jefe de Gabinete, el ministro de Defensa y el titular de la CNEA.
“El primer paso de este plan es la construcción de un reactor SMR (pequeño reactor modular, según su sigla en inglés) en el predio de Atucha, aunque la tecnología es nueva, gracias al estado avanzado de la ingeniería, el apoyo técnico de la OIEA y a la decisión política firme del presidente Milei, existe una amplia probabilidad de que la Argentina sea la primera nación en producir y comercializar este innovador modelo de reactor nuclear”, sostuvo Reidel.
Luego agregó que “este hito no solamente asegurará nuestra soberanía energética, sino que también nos permitirá replicar este éxito en el territorio nacional y exportar esta tecnología al mundo. Este reactor puede instalarse en muchos más tipos de terrenos que los anteriores modelos, lo cual permitirá industrializar zonas que hoy están despobladas. Esto facilitará el acceso a la energía en todo el país. Los cortes de luz serán apenas un mal recuerdo de una época en la que la Argentina desaprovechaba nuestros enormes recursos”.
Las 3 fases del Plan Nuclear Argentino
La construcción del reactor SMR forma parte de la primera de las tres fases del Plan Nuclear. “¿Qué es la fase 1 del Plan Nuclear Argentino? –explicó Reidel en el Rotary Club en abril—Construir 4 módulos de 300 MW de potencia cada uno en el sitio de Atucha, para sumar un total de 1.200 MW. Eso es casi 10% de la demanda energética de Argentina, pero eso es solo la primera parte de la fase 1”, afirmó.
“El deadline original para la construcción de estos reactores eran 5 años. La verdad es que hablé con muchos de los ingenieros que están involucrados, con la parte regulatoria, y dijeron que es absolutamente imposible hacerlo en 5 años, que no hay ninguna manera de hacerlo en 5 años. Yo la verdad que los escuché y ahora el deadline es de 4 años y medio. Como sigan jodiendo con que es imposible, vamos a seguir bajando. Mi objetivo de verdad es ganarle a ese deadline”, remarcó.
La mirada incrédula de los presentes lo llevó en ese momento a bromear con aquella frase de Carlos Menem sobre los vuelos espaciales que se iban a remontar a la estratósfera. “Para que no se parezca a lo del cohete de Anillaco, yo les digo que esto es verdad”, aseguró entre risas imitando el acento del caudillo riojano.
“Les voy a dar los nombres de los tres ingenieros principales que están con la patente. Son Palito, Vivi y Koro, no Pablo Florido, Viviana Ishida y Sergio Korochinsky. Son amigos míos. Koro era compañero mío en el Balseiro”, agregó para tratar de llevar confianza.
Aquel día sostuvo también que la fase 2 consolidaría a Argentina como exportador de este tipo de reactores y también de uranio, el combustible necesario para que funcionen. «Vamos a hacer como con el ‘modelo ‘Gillette’, que vende las maquinitas de afeitar y los repuestos», en referencia al reactor y los elementos combustibles.
Por último, aseguró que la fase 3 contempla la construcción de una ciudad nuclear en la Patagonia en la que se puedan instalar, según puso como ejemplo, 400 pequeños reactores modulares para albergar centros de datos.
¿Qué se cumplió hasta ahora?
Si bien transcurrió poco más de un año desde la presentación del Plan Nuclear, el gobierno no ha brindado mayores precisiones sobre su avance. Existe un grupo de ingenieros trabajando en el primer SMR argentino, pero no hubo una presentación formal del ACR-300 diseñado por INVAP para su aprobación o licenciamiento en Argentina. Tampoco se ha mencionado quién financiará su construcción ahora que el Estado ya no aporta fondos, ni se informó sobre la firma de contratos para la ingeniería y construcción con empresas EPC (Engineering, Procurement, Construction). Además, no hay registros de excavaciones, movimientos de tierra, construcción de cimientos u otras obras físicas vinculadas al ACR-300 en el predio de Atucha.
Las internas dentro de Nucleoeléctrica incluso han amenazado con demorar la ejecución de la extensión de vida de Atucha I, según advirtió el mes pasado la gerencia encargada de ejecutar esa tarea.
Lo que sí hizo el gobierno fue crear en diciembre una Secretaría de Asuntos Nucleares para tratar de lograr mayor dinamismo en la ejecución de las políticas públicas relacionadas con el desarrollo nuclear. Al frente de esa oficina puso a Federico Ramos Napoli, un joven de 31 años, abogado especializado en derecho administrativo y corporativo, sin experiencia en el sector más allá de su paso fugaz por Dioxitek durante este mismo gobierno.
Los expertos consultados por EconoJournal coincidieron en que Argentina puede desarrollar pequeños reactores modulares como el ACR-300, pero afirman que con un reactor nuevo como este –por eso ha sido patentado- la construcción podría llegar a demorar diez años. Reidel dijo en abril que, si le seguían diciendo que era imposible, iba a reducir todavía más el plazo de construcción, fijado en cuatro años y medio no para uno sino para los cuatro reactores de la fase 1. En todo momento insistió con que esta vez iba a ser diferente. Falta saber qué dice ahora.
El sistema eléctrico argentino atraviesa una transformación profunda. Con la entrada en vigencia de la Resolución SE N° 400, el país inaugura un nuevo esquema en el que las distribuidoras de energía deben avanzar hacia la contractualización directa del 75% de la demanda eléctrica.
Esto implica un cambio de paradigma respecto al modelo vigente, donde CAMMESA concentraba la compra de energía y la vendía a las distribuidoras bajo un régimen regulado y subsidiado.
Claudio Bulacio, gerente de la Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica de la República Argentina (ADEERA), analizó las condiciones necesarias que supone el nuevo marco de cara a la reconfiguración del vínculo entre empresas generadoras y distribuidoras.
“Estamos avanzando hacia la contractualización del 75% de la demanda, aunque por un tiempo la demanda estará cubierta por la generación asignada”, manifestó el directivo en diálogo con Energía Estratégica.
En esta etapa de transición, los contratos ya firmados por CAMMESA seguirán vigentes, pero las distribuidoras comienzan a negociar acuerdos propios con los generadores, que marcarán el rumbo futuro del mercado.
Uno de los puntos más críticos para que esta contractualización se materialice se requiere el reconocimiento de costos, el posterior el traslado de los precios a los clientes (considerando que a tarifa que le corresponde a las distribuidoras es el valor agregado de distribución con los contratos) y la validación de los entes reguladores, responsables de autorizar que esos contratos formen parte de la tarifa final que paga el usuario.
“Ningún distribuidor hará ningún contrato con un generador si no tiene el aval del regulador para poder trasladar el precio a la tarifa final. Cuanto más competencia haya entendemos que los precios van a ser mejores y eso daría lugar a una tarifa menor, pero en definitiva todos los distribuidores necesitarán el aval del ente”, señaló Bulacio.
“El mecanismo todavía no está previsto, pero los distribuidores podrían tener una carta de oferta del generador, presentarla al regulador para asegurar que sea un precio razonable y, una vez aprobado, se firmarán los contratos y entrarán en vigencia”, agregó.
¿A qué plazos se podrían esperar los PPA? Si bien el actual abanico de contratos bajo el Mercado a Término de Energías Renovables (MATER) es muy amplio, entre 3 a 10 años aproximadamente, el gerente de ADEERA estimó que la primera etapa podría ser menor hasta consolidar PPAs a largo plazo una vez se consolide la normativa y el modelo de contractualización.
“Primeramente, alguien podrá optar por un contrato de 3-9-12 meses para ver cómo funciona, tener la gimnasia de la contratación. Pero cuando el mercado madure, los contratos casi necesariamente serán a largo plazo”, indicó.
“Los contratos cuando a más largo plazo sean, habrá mejores ofertas de los generadores y precios. Pero la verdad es que no hay plazos definidos, y está bien que sea así, porque las partes encontrarán el mejor plazo para avanzar”, continuó.
Con lo cual, las inversiones en nuestro sector son a largo plazo, entonces puede haber alguna cuestión de oportunidad.
A esta transformación contractual se suma la necesidad de modernizar la infraestructura de red, de dejar atrás el paradigma unidireccional y analógico del siglo pasado, para dar paso a redes inteligentes, seguras, resilientes y bidireccionales, capaces de operar en un sistema descentralizado e interconectado, donde distribuidores podrán actuar como la plataforma física y comercial para el proceso de la transición.
Para ello, ADEERA viene trabajando en iniciativas concretas para viabilizar este nuevo esquema. Entre ellas, se destaca la propuesta de implementar sandboxes regulatorios, entornos de experimentación controlada donde empresas y reguladores pueden probar esquemas tarifarios o tecnológicos innovadores, fuera del marco regulatorio tradicional.
“Planteamos un mecanismo Sandbox Alpha y hemos tenido reuniones con entes reguladores para hacer una prueba voluntaria para los usuarios”, indicó Bulacio, quien confía en que estos ensayos permitirán validar soluciones replicables para todo el país.
Durante 2025, la Empresa Distribuidora de Electricidad de Salta (Edesa) presentó formalmente la propuesta del primer sandbox institucionalizado de Argentina en la audiencia pública convocada por el Ente Regulador de los Servicios Públicos de Salta (Enresp), a fin de convertirse en pionera en el uso de esta herramienta.
En este caso, el sandbox no se limitó al aspecto tarifario, sino que abarcó aspectos vinculados a la resiliencia del sistema, desarrollo de redes y soluciones adaptadas a la realidad local, marcando un precedente regulatorio para otras jurisdicciones.
CIDEL 2026: el punto de encuentro del futuro eléctrico
Todas estas transformaciones y desafíos confluirán en el Congreso Latinoamericano de Distribución Eléctrica (CIDEL) Argentina 2026, que se celebrará del 14 al 16 de octubre en la ciudad de Buenos Aires, y que es organizado por ADEERA y CACIER como espacio estratégico para que especialistas de distribuidoras, generadores, universidades, consultoras y entes de regulación intercambien visiones y experiencias sobre el futuro del sistema de distribución en la región.
“La idea es que los especialistas puedan presentar un trabajo técnico, que será evaluado por un comité, y los mejores serán expuestos en sesiones técnicas”, anticipa el gerente de la entidad, quien invita a todos los actores del sector a sumarse al debate y aportar soluciones técnicas para acelerar la transición energética.
El próximo 19 de febrero a las 11 horas de Argentina se llevará a cabo un nuevo webinar gratuito, titulado “Energías renovables en Argentina: Oportunidades en el nuevo contexto de inversión”, organizado por Energía Estratégica.
El encuentro reunirá a representantes de alto nivel de compañías líderes en generación, desarrollo, fabricación e innovación tecnológica, con el objetivo de analizar en profundidad los nuevos marcos normativos y las oportunidades de articulación que emergen para el sector, considerando que el país impulsa una transformación estructural del sistema energético, avanzando hacia un modelo que promueve contratos bilaterales a través del Mercado a Término (MAT) como mecanismo principal.
En este contexto, el webinar virtual y gratuito contará con la participación de Cristhian Romero, Business Development Manager Latam de Gonvarri Solar Steel; Federico Garín, CEO de Solar DQD; Lucas Estrada, Presidente de la Empresa Provincial Sociedad del Estado (EPSE); Gabriela Guzzo, Gerente comercial de Genneia; y Marcos Donzino, Head of Sales South Latam de JA Solar.
El foco estará puesto en identificar sinergias reales entre players de renombre que ya operan activamente en el país y que se encuentran en distintas fases de la cadena de valor de las energías renovables.
Desde el lado industrial, Gonvarri Solar Steel busca profundizar su presencia en Argentina como parte de su estrategia regional. Con más de 30 GW de trackers entregados globalmente (8 GW en Latinoamérica), la compañía apunta a vincularse con desarrolladores y EPCistas locales desde etapas tempranas para cerrar acuerdos estratégicos durante 2026.
Su reciente lanzamiento, el TracSmarT+2P, amplía el rango de soluciones técnicas adaptadas a terrenos y diseños locales, aportando robustez y eficiencia al desarrollo solar.
En ese camino, Solar DQD actúa como un socio natural. Con más de 1200 MW solares ejecutados como contratista EPC en Argentina, la empresa ya construyó dos de los tres parques más grandes del país, y proyecta alcanzar 400 MW propios adjudicados en 2026, incluyendo 15 MWh de almacenamiento en baterías.
Entre sus principales obras figura El Quemado, desarrollado por YPF Luz, actualmente con un 60% de avance y 100 MW prontos para habilitación comercial.
Desde la esfera pública, EPSE San Juan avanza en la consolidación de un polo solar con infraestructura eléctrica, producción tecnológica y desarrollo de proyectos. La empresa lidera la construcción de una nueva línea de transmisión de 180 MW de capacidad, clave para liberar nuevos proyectos en la provincia.
Además, en los próximos meses entrará en operación su fábrica de paneles solares, con una capacidad proyectada de 450 a 500 MW anuales, y continúa con más de 350 MW en desarrollo en Tocota, zona de alto recurso solar.
La visión integrada se complementa con Genneia, que se prepara para superar los 2 GW de capacidad renovable instalada durante el primer semestre de 2026.
La compañía lidera además en financiamiento verde, con más de USD 1280 millones en bonos verdes emitidos, y trabaja en nuevos proyectos de almacenamiento, transmisión eléctrica y suministro a grandes consumidores, como data centers.
JA Solar, uno de los tres mayores fabricantes fotovoltaicos a nivel global, también dirá presente durante el webinar y aportará la mirada solar como también del segmento de almacenamiento, con sus soluciones PV + BESS, que combinan módulos TOPCon con baterías contenerizadas de 5 MWh para utility scale.
Como consecuencia, el webinar representa una oportunidad concreta para observar cómo se alinean las estrategias de actores clave del sector frente a las nuevas reglas del mercado argentino y será además un espacio valioso para explorar sinergias que impulsan la transición energética en Argentina y la región.
El almacenamiento híbrido sigue ganando terreno en el sistema energético español, dado que en apenas tres semanas, se registraron tramitaciones administrativas por 571,96 MW de sistemas BESS (Battery Energy Storage Systems) que se integrarán a plantas fotovoltaicas existentes, según un relevamiento de Energía Estratégica en base a los últimos boletines oficiales del Estado (BOE).
Las iniciativas se distribuyen en 19 proyectos y presentan distintos niveles de avance, desde solicitudes de autorización administrativa previa hasta informes de impacto ambiental ya formulados, repartidas principalmente entre Iberdrola, Galp, OPD Energy, Ignis, Grupo Cobra y Gestenia, quienes protagonizan esta nueva ola de tramitaciones.
Iberdrola destaca con cuatro proyectos BESS (Tagus I a IV), todos de 35 MW cada uno, localizados en Cáceres, donde se prevé su hibridación con una red de parques fotovoltaicos existentes. En paralelo, Galp promueve cuatro módulos de almacenamiento de entre 16,5 y 18,5 MW para sus parques Alcázar 1, Alcázar 2, Valdecarro y Valdivieso, todos ubicados en Ciudad Real, Castilla-La Mancha.
OPD Energy avanza con tres proyectos en Cuenca —Belinchón 1, 2 y 3—, cada uno de 26,7 MW, mientras que Ignis impulsa un sistema de 68,6 MW en Madrid, el de mayor potencia entre los relevados. También se destacan iniciativas como la de Monegros Solar, con 45,5 MW en Badajoz, y BESS Development 6, S.L., que presentó una solicitud por 49,7 MW en Solórzano, Cantabria.
Castilla-La Mancha lidera la distribución regional con más de 200 MW de potencia BESS en tramitación, seguida por Extremadura, donde se concentran los proyectos de Iberdrola y Monegros. El resto se reparte entre comunidades como Madrid, Cantabria, Castilla y León, Andalucía y Cataluña. Estos expedientes abarcan distintas fases: algunos ya tienen el informe de impacto ambiental formulado, otros fueron recientemente sometidos al trámite de información pública.
Todos los sistemas BESS tramitados en este período están diseñados para hibridarse con plantas fotovoltaicas, lo que confirma una tendencia ya instalada en el mercado español. Esta configuración maximiza la integración de renovables, reduce vertidos y permite una gestión más eficiente del sistema eléctrico, especialmente en zonas con alta concentración solar. Además, el modelo híbrido habilita un uso más rentable de las infraestructuras de conexión existentes, alineándose con las prioridades técnicas y regulatorias del sistema.
Además, el sector energético español se encuentra a la espera de la primera subasta del mercado de capacidad, que podría lanzarse a finales del corriente año o principios del 2027. La misma generará señales financieras para la tecnología.
Esta expansión regulatoria también responde al objetivo del PNIEC, que proyecta alcanzar 22 GW de almacenamiento para 2030, integrando distintas tecnologías como baterías, bombeo y otras soluciones flexibles. Con un pipeline activo y un marco de ayudas robusto, el almacenamiento híbrido se consolida como una herramienta estructural en la transición energética.
El avance administrativo de estos 571,96 MW confirma el momento de madurez del sector: no solo como respuesta técnica a los desafíos de la red, sino como una oportunidad de inversión estratégica que escala en volumen y profundidad. A la espera de su construcción, estos proyectos ya reconfiguran el mapa del almacenamiento en España.
El informe complementario de Energía Estratégica aporta una visión más amplia del comportamiento de los promotores. Este cruce permite verificar un patrón de concentración en empresas con experiencia regulatoria, enfoque territorial definido y estrategias avanzadas de integración tecnológica. En resumen, el avance de 1.609,1 MW eólicos y fotovoltaicos en apenas tres semanas reafirma la dinámica de crecimiento del sector renovable español. Forestalia, Galp e Iberdrola no solo lideran por volumen, sino por capacidad de ejecución y diversificación tecnológica. La tendencia hacia instalaciones híbridas, junto con la focalización territorial en regiones con alta irradiación solar o potencial eólico, muestra que el mercado se profesionaliza en torno a una nueva fase de competitividad técnica y regulatoria.
Y bajo ese contexto, el próximo 12 de febrero se celebrará el encuentro Future Energy Summit (FES) Iberia Renewables & Storage en la ciudad de Madrid, evento que marcará el inicio de la gira internacional 2026 de FES. La cumbre reunirá a cientos de referentes del sector público y privado, con el objetivo de debatir cómo avanza la transición energética en la región en un escenario donde se aceleran los marcos normativos y emergen nuevas oportunidades de inversión. ¡Entradas disponibles!
En un contexto regional marcado por el avance de las subastas de energías renovables —con más de 5000 MW en agenda entre Panamá, Honduras, Guatemala y Costa Rica—, Dicoma Corporación amplía su estrategia: a la consolidada trayectoria en generación distribuida ahora suma una apuesta firme por los proyectos solares y eólicos de gran escala.
El movimiento se da tras alcanzar los 100 MW instalados sobre cubiertas comerciales e industriales en Colombia, México y Centroamérica, un hito que respalda su decisión de competir también en el segmento utility scale.
“Esto nos da hincapié en la expansión a proyectos de gran escala”, explicó Daniel Chaves, gerente de Soluciones y Energías Limpias (SEL), unidad energética del holding.
El dato es relevante si se lo compara con toda la capacidad distribuida en techos que tiene Costa Rica: apenas 120 MW, según datos oficiales. Y más de 500 proyectos, entre ellos, instalaciones para Walmart, DHL, KFC o McDonald’s, componen el portafolio de Dicoma en esta etapa.
El nuevo paso ya está en marcha, ya que la empresa está por construir su primer parque solar a piso en Costa Rica y se encuentra participando en licitaciones públicas en distintos países de la región.
Según anticipó Chaves, el foco para 2026 estará en consolidar esta línea de negocio, apoyada en la estructura técnica de Dicoma de diseño, construcción, energía, refrigeración y movimiento de tierras.
Desde la compañía estiman que, hacia 2040, se instalarán al menos 6000 MW de nuevas plantas renovables en la región, un número sustentado en los anuncios oficiales y licitaciones activas.
¿Por qué? Solo Panamá prevé subastar 1500 MW en los próximos años; Honduras y Guatemala avanzan con procesos similares; y el ICE en Costa Rica proyecta 1000 MW solares adicionales.
“Tenemos todas las áreas cubiertas para competir en ese escenario”, aseguró el ejecutivo.
La decisión de crecer en escala llega tras un ciclo de fuerte expansión en generación distribuida. En los últimos cuatro años, Dicoma multiplicó por cuatro su potencia instalada año a año. México se convirtió en su principal mercado, seguido de Guatemala y Costa Rica. El caso mexicano es ilustrativo: solo en 2025 se instalaron 1000 MW de generación distribuida, y la firma participó en una porción significativa.
El diferencial, aseguran, no estuvo solo en el volumen, sino en el modelo de gestión. Una red de equipos locales, presencia en nueve países y alianzas técnicas anticipadas marcaron la diferencia. “Fuimos los primeros en Centroamérica en trabajar con la marca S-5!. Hoy todos la usan”, recordó Chaves, al referirse al sistema de sujeciones para techos metálicos.
En paralelo, la empresa enfrenta las mismas tensiones que atraviesan el sector: precios de componentes al alza, clientes con presupuestos congelados y márgenes cada vez más ajustados.
A nivel global, el mercado solar inició una nueva etapa tras la decisión del Gobierno chino de eliminar el reembolso del IVA a las exportaciones de paneles solares a partir de abril de 2026. El ajuste fiscal, que implica un nuevo costo estructural para los fabricantes, podría traducirse en aumentos del 10 % al 15 % en el precio de los módulos y la medida marca el fin de la era del panel “ultra barato” y condiciona las decisiones de compra en toda la industria.
La suba de aranceles para paneles chinos obligó a Dicoma a reformular sus estrategias de compra y diseño. “Nos abastecimos con paneles a mejor precio, aunque sin sobrestockearnos, porque la tecnología cambia cada mes”, indicó.
Para absorber el impacto, reconfiguraron otros ítems presupuestarios, buscando que el CAPEX de los clientes no se vea comprometido.
Colombia es otro de los focos para 2026, ya que luego de ejecutar sus dos primeros proyectos en el país, Dicoma trabaja en el cierre de otros cuatro. Mientras quela expansión hacia nuevos mercados ya está en análisis, principalmente con la mirada puesta en Argentina, Perú, Ecuador y España como próximas paradas «de manera gradual».
La compañía tgs inició la construcción de las obras de ampliación en el Gasoducto Perito Moreno (ex GPNK) y en los gasoductos troncales de su sistema regulado, las que permitirán adicionar 14 MMm³/día de capacidad de transporte de gas natural proveniente de Vaca Muerta (NQN).
En forma paralela, convocó a los Concursos Abiertos para adjudicar la nueva capacidad incremental entre los usuarios interesados en su contratación.
En octubre del 2025, tgs fue adjudicataria en la licitación nacional e internacional convocada por ENARSA, por instrucción de la Secretaría de Energía, para ejecutar la ampliación del Gasoducto Perito Moreno.
tgs ya inició la construcción de las obras que estarán habilitadas en el invierno del 2027, que comprenden la instalación de tres nuevas plantas compresoras a lo largo de la traza del ducto, más un equipo compresor adicional en la planta existente en Tratayén, totalizando 90.000 HP de potencia.
Las nuevas plantas estarán ubicadas en las localidades de Casa de Piedra, Doblas y Chacharamendi, todas ellas en la Provincia de La Pampa.
Asimismo, y para posibilitar que el gas adicional recibido en Salliqueló pueda abastecer al Gran Buenos Aires y al Norte del país, tgs se encuentra desarrollando una obra de ampliación de 12 MMm3/d de capacidad adicional en su sistema transporte regulado, que consiste en la instalación de 20 kilómetros de gasoducto paralelo al troncal y 15.000 HP adicionales en el Gasoducto Neuba III, sobre el cual se realizarán además adecuaciones para operarlo a mayor presión.
La compañía de energía lanzó el 9 de febrero los dos Concursos Abiertos para la adjudicación de servicios de transporte en firme de la nueva capacidad en el GPM (14 MMm3/d desde Tratayén hasta Salliqueló), y en el sistema regulado (12 MMm3/d desde Salliqueló hasta GBA).
Los interesados en la contratación de los servicios de transporte en firme podrán consultar las Bases y Condiciones de la convocatoria en la web de la compañía, www.tgs.com.ar/transporte.
Algunas semanas después de que se conocieran denuncias por presuntos sobreprecios y direccionamiento de licitaciones en Nucleoeléctrica Argentina (a cargo de la operación y mantenimiento de las centrales de energía nuclear del país), renunció Demian Reidel, hombre de estrecha confianza del presidente Javier Milei, y ahora ex presidente de la compañía. No obstante, trascendió que Reidel continuará como asesor de Milei.
La novedad se formalizó con la conformación del nuevo Directorio de Nucleoeléctrica durante la Asamblea de Accionistas. El año pasado, NASA pasó de la órbita de la Secretaría de Energía a la creada especialmente Secretaría de Asuntos Nucleares, a cargo de Federico Ramos Nápoli.
Un comunicado oficial ´describió que “En el día de hoy, lunes 9 de febrero, se llevó a cabo la Asamblea de Accionistas de Nucleoeléctrica Argentina, en la cual se designó la conformación del nuevo Directorio que liderará nuestra empresa durante el próximo período”.
El nuevo Directorio queda conformado por:
Presidente: (Bioquímico) Juan Martín Campos
Vicepresidente: (Ingeniero) Martín Porro
Director titular: (Doctor) Diego Chaher
Director titular: (Ingeniero) Diego Garde
Director titular: (Doctor) Javier Grinspun
Director suplente: (Contador) José Ignacio Bruera Grifoni
Director suplente: (Ingeniero) Juan Cantarelli
La gestión de Reidel se vió afectada por una denuncia por presuntas irregularidades en una licitación del servicio de limpieza de las centrales, que prácticamente duplicaba el precio que se venía pagando por dicha tarea. El caso derivó en el desplazamiento de los gerentes Marcelo Famá y Hernán Pantuso, designados por la conducción encabezada por Reidel, y la caída de dicha licitación.
Juan Martín Campos es ex presidente de Dioxitek S.A (empresa estatal productora de dióxido de uranio y Cobalto-60). También participó en Atucha II y del proyecto del reactor de investigación multipropósito RA-10.
Martín Porro es actual titular de la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA), integró el equipo de puesta en marcha de Atucha II.
Chaher, que continúa como Director Titular, encabez la Agencia de Transformación de las Empresas Públicas, que entre otras cosas procura la privatización parcial de NASA.
Reidel declara:
El año pasado, el entonces jefe del Consejo de Asesores Económicos del Presidente disertó sobre Inteligencia Artificial y Energía nuclear en procura de inversiones, en el marco del Latam Forum, en Buenos Aires.
Destacó ante empresarios del sector y representantes de fondos de inversión que “tenemos grandes extensiones de tierra con acceso a energía y agua, climas fríos, que es la cereza del postre para el enfriamiento de los sistemas IA; y además, estamos en un área sin conflictos armados, sin tsunamis, sin terremotos. No hay muchos lugares en la Tierra con esas cualidades”, señaló.
Reidel agregó que: “el único problema de Argentina es que está área está poblada por los argentinos”.
“Estamos estabilizando la macro, estamos dándoles el marco legal para explicarles que esta vez vamos en serio, estamos abiertos a negocios”.
La Secretaría de Energía, en la órbita del Ministerio de Economía, anunció la convocatoria a una licitación pública nacional e internacional para seleccionar a un comercializador que se encargue de importar Gas Natural Licuado (GNL) y comercializar en el mercado interno el gas resultante de su regasificación, utilizando la capacidad disponible de la terminal portuaria de Escobar, y con punto de entrega al sistema en Los Cardales.
La medida, dispuesta a través de la Resolución 33/2026, establece el marco y los lineamientos técnicos y comerciales que deberán incorporarse a los pliegos, con el objetivo de que la provisión se resuelva mediante competencia, con reglas claras y trazabilidad, se comunicó.
La licitación prevé una etapa de precalificación para evaluar antecedentes y solvencia, y la adjudicación se definirá por el menor adicional en U$S/MMBTU sobre el marcador TTF, que será ofertado por las empresas participantes y que deberá cubrir los costos logísticos y operativos asociados a la operatoria.
El esquema contempla la selección de un único operador para coordinar integralmente la programación de buques, la gestión de inventarios y la utilización de la unidad flotante de regasificación, evitando superposiciones y conflictos operativos en una infraestructura que requiere administración unificada para operar con eficiencia y previsibilidad, se argumentó.
De acuerdo con los lineamientos aprobados, el adjudicatario deberá celebrar un contrato de servicios y acceso de uso con el titular o cesionario de la capacidad de la terminal. La asignación total de capacidad estará prevista para el período invernal del 1 de abril al 30 de septiembre de 2026, mientras que el contrato tendrá una duración de un año desde su firma, permitiendo además acuerdos para optimizar capacidad disponible fuera de ese período.
La resolución fija un cronograma de referencia para concluir el proceso en un plazo aproximado de 40 días desde su publicación (ya oficializada) y establece los parámetros generales para la implementación, dejando la convocatoria y ejecución operativa de la licitación en cabeza de ENARSA conforme a las instrucciones y bases que apruebe la autoridad de aplicación.
Energía señaló que con esta medida “el Gobierno Nacional avanza en un esquema donde la importación y comercialización de GNL se instrumenta con mecanismos competitivos, fortaleciendo la transparencia y la previsibilidad de la operatoria en los meses de mayor demanda”..
El adjudicatario tendrá el uso exclusivo de la capacidad de la terminal de Escobar durante el período invernal.
La Secretaría de Energía formalizó este lunes el llamado aLicitación Pública Nacional e Internacional para que un operador privado realice la importación y comercialización de Gas Natural Licuado (GNL) durante el invierno. La Resolución 33/2026 establece las reglas para el «comercializador-agregador», una figura técnica que reemplazará la gestión estatal de Enarsa en la terminal de Escobar, asumiendo el riesgo operativo para el abastecimiento de este año.
La resolución de hoy es consecuencia del Decreto de Necesidad y Urgencia 49/2026 publicado el 27 de enero, en el cual el Poder Ejecutivo dispuso implementar el nuevo esquema de importación y comercializadión de GNL. Para eso incluyó la extensión de la Emergencia del Sector Energético en transporte y distribución de gas hasta el 31 de diciembre de 2027.
El core de la norma define un sistema de precios máximos para proteger el mercado interno. El valor del gas regasificado estará anclado al índice Title Transfer Facility (TTF) de los Países Bajos, referencia del mercado europeo. La competencia entre las compañías interesadas se centrará en quién ofrece el menor valor adicional para cubrir los costos de flete marítimo, regasificación, almacenaje y el transporte por ducto hasta el nodo estratégico de Los Cardales.
La norma especifica que tal precio máximo no podrá ser superior al marcador internacional que considere la Secretaría compuesto por el TTF publicado por Intercontinental Exchange, Inc. (ICE). A eso «se sumará un valor en dólares estadounidenses por millón de BTU (British Thermal Unit) que sea suficiente para cubrir todos los costos, incluyendo, pero no limitado a, flete marítimo, regasificación, almacenaje, comercialización y transporte por ducto del GNL regasificado hasta el punto de entrega ubicado en la Localidad de Los Cardales, provincia de Buenos Aires».
La elección de un operador único responde a las restricciones físicas de la terminal de Escobar. Según los informes técnicos de la Subsecretaría de Combustibles Líquidos, «la infraestructura exige una utilización coordinada para evitar conflictos en la programación de las ventanas de arribo (slots) de los buques metaneros». Además, se busca centralizar la gestión del inventario en la unidad flotante de almacenamiento y regasificación (FSRU), optimizando el proceso de inyección al sistema nacional.
Contrato anual y exclusividad de regasificación
La importación de GNL y la comercialización local quedará a partir de este invierno en manos de un unico operador privado.
El contrato con el adjudicatario tendrá una vigencia de un año calendario, aunque la asignación de la capacidad total de la planta se concentra en el Período Invernal, definido entre el 1º de abril y el 30 de septiembre de 2026. Para los meses de baja demanda, el comercializador y el titular de la terminal podrán pactar el uso de la capacidad remanente, fomentando una mayor eficiencia en el uso de los activos.
Para las distribuidoras, el nuevo marco busca garantizar un precio competitivo que permita el traslado a tarifas de manera previsible. En el caso de los grandes usuarios industriales, si bien rige el precio máximo de la licitación, el componente del marcador internacional se ajustará al valor del mercado al momento de la compra, exponiendo a este segmento a la dinámica de precios globales del GNL.
Un incentivo fundamental para los oferentes es el derecho de preferencia incluido en el pliego. Quien resulte ganador este año tendrá la facultad de igualar la mejor oferta que se presente en una eventual licitación para el invierno de 2027. Este beneficio estratégico apunta a atraer a los grandes traders internacionales que buscan previsibilidad y permanencia en el sistema energético de la Argentina.
Por qué la urgencia en la licitación
El cronograma oficial refleja la urgencia del sector, por lo que la licitación debe concluir en un plazo máximo de 40 días corridos. Esta celeridad es necesaria para asegurar los cargamentos en el mercado global antes de que comience la estacionalidad fría, en un contexto donde el sistema de transporte aún presenta cuellos de botella para traer el gas de Vaca Muertahacia los centros de mayor consumo.
Desde lo operativo, la entrega en Los Cardales es el punto de vinculación técnica con los gasoductos de Transportadora de Gas del Norte S.A. (TGN). El comercializador-agregador deberá demostrar solvencia técnica y experiencia en logística criogénica compleja, bajo la supervisión de la Secretaría de Energía y del Enargas, que actuarán como autoridades de control del proceso.
La normativa aclara que este esquema de exclusividad operativa para Escobar no impide el desarrollo de otros proyectos privados de regasificación en el país. El objetivo es que la terminal bonaerense funcione como un ensayo de mercado abierto, donde el Estado abandone el rol de comprador y pase a ser el garante de reglas claras y transparencia en la competencia entre privados.
Finalmente, el Gobierno se reservó una cláusula de resguardo ante imprevistos. Si el procedimiento licitatorio no arrojara ofertas convenientes o se declarara desierto, la Secretaría podrá instruir a Enarsapara que retome el mecanismo actual de compras. De esta forma, se busca blindar el suministro invernal de 2026 mientras se intenta consolidar el traspaso de la actividad comercial al sector privado.
La ampliación del Gasoducto Perito Moreno elevará la capacidad de transporte de 21 a 35 MMm³/d en el tramo Tratayén–Salliqueló
La operadora de transporte de gas TGS inició la construcción de las obras en el Gasoducto Perito Moreno y en los gasoductos troncales de su sistema regulado, que permitirán adicionar 14 MMm³/día de capacidad de shale gas proveniente de Vaca Muerta. Al mismo tiempo, la empresa ya convocó a los Concursos Abiertos para adjudicar la nueva capacidad incremental entre los usuarios interesados en su contratación.
El proyecto es la primera iniciativa privada tramitada bajo la actual administración nacional. Presentada a mediados de 2024 por la compañía, fue sometida a un proceso de licitación pública nacional e internacional. TGS se presentó como el único oferente, lo que derivó en que, en octubre de 2025, el Gobierno le adjudicara la ejecución de los trabajos para ampliar la capacidad de transporte desde la Cuenca Neuquina.
En la expansión de capacidad sobre la traza del Perito Morenoy el sistema regulado de transporte, el plan de obras contempla la adición de 105.000 HP de compresión y la adecuación operativa para la evacuación adicional desde Tratayén hacia el Litoral.
En el segmento del GPM, la ingeniería contempla la instalación de tres nuevas plantas compresoras en la provincia de La Pampa, específicamente en los nodos de Casa de Piedra, Doblas y Chacharamendi. Las instalaciones, sumadas a la potenciación de la planta existente en Tratayén, aportarán un total de 90.000 HP de potencia.
Se estima que la disponibilidad de capacidad requerirá una inversión complementaria en el midstreamde US$ 450 millones.
El Gasoducto Perito Moreno, inaugurado en julio de 2023 y operado y mantenido por TGS, cuenta con 563 kilómetros de extensión y 36 pulgadas de diámetro, con dos plantas compresoras en Tratayén y Salliqueló de 15.000 HP cada una, que hoy permiten transportar 21 MMm³/día.
Impacto de las obras de ampliación y llamado a concurso abierto
La ampliación del Perito Moreno permitirá elevar la capacidad de transporte del ducto de 21 a 35 MMm³/d en el tramo Tratayén–Salliqueló. Aguas abajo, la compañía desarrolla en paralelo una obra de ampliación en su sistema regulado. Los trabajos técnicos consisten en adecuaciones técnicas para operar el ducto a mayor presión, optimizando el flujo de 12 MMm³/d adicionales desde Salliqueló hacia el nodo de consumo de GBA.
La compañía de energía lanzó este lunes los dos Concursos Abiertos para la adjudicación de servicios de transporte firme de la nueva capacidad en el GPM (14 MMm3/d desde Tratayén hasta Salliqueló), y en el sistema regulado (12 MMm3/d desde Salliqueló hasta GBA).
Desde la perspectiva del despacho, la nueva configuración técnica permitirá entregar 14 MMm³/d en el nodo Litoral para el invierno de 2027. Esto resulta estratégico para la sustitución de combustibles líquidos, ya que el gas de formación neuquina reemplazará importaciones de GNL y gasoil que operan bajo costos marginales significativamente superiores a los de la cuenca doméstica.
El proyecto, adjudicado mediante la Resolución 397 de la Secretaría de Energía, establece una tarifa de transporte de US$ 0,69/MMBtu. Este valor contempla no solo el repago de la inversión de US$ 700 millones, sino también los costos operativos y de mantenimiento de la nueva infraestructura y de la ya existente bajo titularidad de ENARSA.
Upstream: cerca de 20 pozos iniciales en Vaca Muerta
Finalmente, el impacto técnico se extiende al upstream. La disponibilidad de estos nuevos 14 MMm³/d de capacidad firme traccionará la perforación de aproximadamente 20 pozos iniciales en Vaca Muerta. Esto requerirá, además, una inversión complementaria en el segmento de midstream de US$ 450 millonesdestinada a instalaciones de acondicionamiento de gas para cumplir con las especificaciones de transporte del sistema troncal.
Para la compañía y el Estado nacional, la puesta en marcha de esta infraestructura proyecta beneficios para la balanza comercial de país con un ahorro de divisas estimado en más de US$700 millones anuales, por la la sustitución de importaciones.
En términos fiscales, el impacto positivo se estima en los US$ 500 millones por año, cifra que no contempla los ingresos adicionales que podrían generarse por la exportación de excedentes de gas natural a la región durante el período estival.
Juan Martín Campos, nuevo presidente de Nucleoléctrica.
El gobierno definió un recambio en el directorio de Nucleoeléctrica, la empresa generadora nuclear estatal. EconoJournal confirmó que el presidente de Dioxitek, Juan Martin Campos, fue designado este lunes como nuevo presidente de la compañía, en reemplazo de Demian Reidel.
El Ministerio de Economía y la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA), los accionistas de Nucleoeléctrica, realizaron este lunes al mediodía una asamblea de accionistas para definir un nuevo directorio.
Como vicepresidente de la compañía quedó el presidente de la CNEA, Martín Porro, en reemplazo de Germán Guido Lavalle. Diego Chaher, titular de la Agencia de Transformación de Empresas Públicas y hombre de confianza del asesor presidencial Santiago Caputo, continuará en el directorio de la compañía generadora
El resto del directorio de cinco miembros se completó con el ingreso del gerente de Sitio del complejo nuclear Atucha, Diego Garde, y el gerente de Jurídicos de la CNEA, Javier Grinspun.
El cambio de directorio llega en un momento crucial para la compañía. Nucleoeléctrica esta ejecutando los proyectos de extensión de vida de la central nuclear Atucha I, programada para volver a operar en marzo de 2027, y de construcción del Almacenamiento en Seco de Combustibles Gastados de Atucha II (ASECG II), dos proyectos que implican una inversión global de US$ 700 millones.
Nucleoeléctrica tiene nuevo presidente: salió Demian Reidel
El nuevo presidente de Nucleoeléctrica, Juan Martín Campos, viene de ocupar la presidencia de Dioxitek, la empresa estatal que produce dióxido de uranio, la materia prima de los combustibles para las centrales nucleares argentinas.
Bioquímico egresado de la Universidad de Buenos Aires, Campos se desempeñó como analista de seguridad nuclear en la Autoridad Regulatoria Nuclear entre 2017 y 2024. Luego ingresó en Dioxitek como gerente de Seguridad, Calidad y Ambiente, siendo promovido a la vicepresidencia de la compañía en octubre de 2025.
Finalmente quedó designado como presidente de la empresa a fines de 2025, cuando el gobierno creó la Secretaria de Asuntos Nucleares dentro del Ministerio de Economía, designando al entonces presidente de Dioxitek, Federico Ramos Napoli, como nuevo secretario.
En una entrevista con EconoJournal, Ramos Napoli destacó el modelo comercial aplicado en Dioxitek como un ejemplo de lo que se debe intentar para el resto del sector nuclear. La empresa saneó sus deudas y alcanzó un récord de producción anual de 190 toneladas de dióxido de uranio en 2025.
Precisamente, el Ministerio de Economía aprobó la semana pasada el Plan de Acción y el presupuesto de Dioxitek para el ejercicio 2026. El resultado proyectado es de un superávit financiero final de 775.253.310 de pesos, producto de un modelo operativo basado en recursos propios y la ausencia total de endeudamiento para el período.
Los ingresos de operación alcanzarán los 29.243.408.710 de pesos, frente a gastos operativos de 18.838.608.794. El presupuesto determinó un resultado económico de 11.134.448.468 de pesos, que permitirá cubrir de forma integra un plan de gastos de capital por 10.359.195.158 de pesos.
TotalEnergies y Petrobras compraron un bloque (2613) de petróleo y gas en la costa de Namibia. Cada una de las compañías compró el 42,5% de Eight Offshore Investiment que se quedará con el 5%.
El bloque está situado en la cuenca de Lüderitz y abarca una superficie de unos 11.000 kilómetros frente a las costas de Namibia.
Esta adquisición supone el regreso de Petrobras a Namibia y se incluye en la estrategia a largo plazo de la empresa de diversificar su cartera y reponer las reservas de petróleo y gas a través de la exploración de nuevas fronteras y fortalecer alianzas estratégicas.
La transacción “siguió todos los procedimientos de gobierno corporativo de la empresa” y se ajusta al Plan de Negocio 2026-2030, según ha explicado Petrobras.
Petrobras aumentó un 6,1% sus reservas probadas de petróleo, condensado y gas natural en 2025, hasta los 12.100 millones de barriles, según informó la petrolera estatal brasileña. Petrobras aumentó un 6,1% sus reservas probadas de petróleo, condensado y gas natural en 2025, hasta los 12.100 millones de barriles, según informó la petrolera brasileña.
El 84% corresponden a petróleo y condensado, y el 16% son de gas natural, señaló en una nota Petrobras, controlada por el Estado brasileño, pero con acciones negociadas en bolsa.
La compañía señaló que midió sus reservas según los criterios del organismo regulador del mercado de valores de Estados Unidos. En números totales, Petrobras consiguió añadir a sus reservas 1.700 millones de barriles en 2025.
El proyecto de oro en San Juan logró la aprobación del RIGI con un compromiso de inversión de US$650 millones.
Minas Argentinas, propietaria de la mina de oro Gualcamayo en la provincia de San Juan, anunció su primera salida al mercado de capitales. La firma, que forma parte del holding internacional Aisa Group, emitirá el próximo jueves una Obligación Negociable (ON) destinada a la financiación parcial de infraestructura energética.
Esta búsqueda de financiamiento se registra a un mes de que el proyecto minero logró la aprobación al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) y tras la validación de la compañía como empresa pública por parte de la Comisión Nacional de Valores en julio.
La colocación es una ON Clase 1, estructurada en dólares estadounidenses y pagadera en la Argentina. Con un valor nominal inicial de US$ 12 millones, el monto es ampliable hasta los US$ 22 millones en series sucesivas. El instrumento financiero cuenta con un plazo de vencimiento de 12 meses y una tasa de interés fija que surgirá del proceso de licitación pública coordinado por Balanz e Inviu.
Gualcamayo y abastecimiento renovable
El destino exclusivo de estos recursos es la construcción del Parque Solar Calicanto, un proyecto de generación renovable ubicado en el departamento Belgrano, provincia de San Luis. La obra, ejecutada por la subsidiaria Calicanto Solar, es parte de la estrategia de diversificación de activos del grupo. El presupuesto total de la iniciativa asciende a US$ 36,8 millones, de los cuales ya se ejecutaron más de US$ 10 millones.
Desde el punto de vista técnico, el parque contará con una capacidad instalada de 51 MWp y se estima una generación anual de 110,1 GWh. Esta producción resulta suficiente para cubrir la demanda eléctrica de más de 80.000 hogares, ya integración al Sistema Argentino de Interconexión (SADI) se realizará a través de líneas subterráneas y una expansión en la Estación Transformadora Nogolí.
El Parque Calicanto contará con más de 80.000 paneles solares en un precio de 71 hectáreas.
El respaldo crediticio para esta operación resultó favorable tras la intervención de la calificadora Fix SCR. La agencia asignó una nota A+(arg) con perspectiva estable para la compañía, destacando su proceso de transformación iniciado en 2023, y para la emisión de corto plazo, la calificación otorgada fue A1(arg).
En cuanto al cronograma de obra, el predio de 71,9 hectáreas ya recibe los primeros insumos críticos. La empresa adquirió más de 80.000 paneles solares, inversores y sistemas de seguimiento que comenzarán a montarse en marzo próximo. El objetivo es finalizar los trabajos en diciembre de 2026 para iniciar la operación comercial antes del cierre de ese año, contando ya con contratos de venta para el 50% de su producción.
El contexto para esta inversión se ve favorecido por la reciente inclusión de la empresa en el RIGI. Bajo este esquema, la compañía proyecta desembolsos superiores a los US$ 650 millones para el desarrollo de Carbonatos Profundos en San Juan, yacimiento que transita la actualización de sus informes de reservas bajo estándares internacionales para optimizar su potencial geológico.
En una contundente señal de respaldo al potencial energético argentino, Shell confirmó que ejecutará un plan de inversiones de u$s 700 millones durante el transcurso de 2026. La multinacional anglo-holandesa no solo despejó los rumores sobre una posible desinversión en el país, sino que redobló su apuesta con la inauguración de una obra clave: una nueva Planta de Procesamiento de Crudo (EPF) en el bloque Bajada de Añelo.
Esta infraestructura permitirá a la compañía escalar su producción técnica, consolidándose como el principal operador privado de la cuenca neuquina y reforzando su rol como actor crítico en la balanza exportadora de crudo liviano.
Infraestructura para el crecimiento sostenido: La nueva planta inaugurada es el corazón de la estrategia de Shell para 2026. Al permitir el tratamiento del petróleo en boca de pozo, la compañía optimiza la logística de evacuación y reduce los cuellos de botella operativos. La planta ha sido diseñada bajo estándares de “emisiones netas cero” en su operación local, integrando sistemas de recuperación de gas y eficiencia energética.
Esta inversión de u$s 700 millones se destinará principalmente a la perforación de nuevos pozos y a la expansión de la capacidad de tratamiento, con el objetivo de llevar la producción de sus bloques operados a un nuevo techo histórico por encima de los 50.000 barriles diarios.
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Argentina como activo estratégico global: La ratificación del plan de negocios de Shell se da en un contexto de reorganización global de la compañía, donde Argentina ha sido seleccionada como uno de los pocos países fuera de América del Norte con activos de shale de alta rentabilidad. Los directivos de la firma destacaron que la previsibilidad regulatoria y la infraestructura de exportación en marcha (como los nuevos oleoductos) son los factores que permiten sostener este nivel de desembolso.
Para el mercado, la permanencia y expansión de Shell es un “sello de calidad” que tracciona a otros inversores internacionales hacia Vaca Muerta, validando la geología argentina frente a otros sistemas no convencionales del mundo.
La Visión de Runrún Energético
Que Shell confirme u$s 700 millones y diga “nos quedamos” es la noticia del año para el sector. En Runrún siempre sostuvimos que Vaca Muerta necesita de los “grandes jugadores” globales para alcanzar escala de exportación. La inauguración de la planta en Bajada de Añelo no es solo fierros y hormigón; es un voto de confianza en la capacidad de Argentina para ser un proveedor de energía confiable para el mundo.
Si el segundo productor de la cuenca acelera, el efecto derrame en toda la cadena de servicios será inmediato.
El proyecto del Tren Norpatagónico recupera protagonismo con una propuesta de inversión privada que asciende a los u$s 3.000 millones. Liderado por el consorcio TBSA, el plan busca transformar la logística de Vaca Muerta mediante un sistema intermodal que conecte el Puerto de Bahía Blanca con el corazón de la cuenca neuquina.
La iniciativa, que cuenta con el respaldo de bancos internacionales, no solo contempla la rehabilitación de rieles, sino la creación de nodos de transferencia técnica donde el ferrocarril y el transporte automotor convergen para optimizar el traslado de arena de fractura y tubos sin costura, insumos críticos para la competitividad del shale.
Nodos de transferencia y capilaridad logística: Como ya hemos analizado en este portal, la eficiencia de Vaca Muerta depende de la integración de transporte. El proyecto propone el establecimiento de centros logísticos cada 30 kilómetros, permitiendo que el tren realice el transporte de gran volumen mientras que el camión asegure la “última milla” hacia los yacimientos.
Este modelo de “Open Access” busca descomprimir las rutas 7 y 17, permitiendo un flujo constante de materiales que reduciría los costos logísticos en un 30%, permitiendo que el precio del barril argentino sea más competitivo en los mercados de exportación.
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Financiamiento internacional y sostenibilidad: La propuesta destaca por no requerir fondos públicos, apoyándose en un pool financiero de Corea, Emiratos Árabes y el Reino Unido. Además del impacto económico, el sistema intermodal ofrece una solución de sostenibilidad: al trasladar la carga pesada al tren, se reduce drásticamente la huella de carbono y el deterioro de la infraestructura vial de Neuquén.
Con la incorporación de 42 locomotoras y más de 2.000 vagones, el proyecto busca dotar a la región de la infraestructura invisible necesaria para que la producción de crudo y gas pueda escalar sin los cuellos de botella actuales.
La Visión de Runrún Energético
En Runrún mantenemos nuestra línea editorial: el tren es el motor, pero la intermodalidad es la solución. Esta nueva propuesta de inversión de u$s 3.000 millones confirma lo que venimos sosteniendo: el futuro de Vaca Muerta no depende de una sola vía de transporte, sino de un sistema coordinado y eficiente.
Celebramos que los capitales privados apuesten por este modelo integrado que, en última instancia, es lo que permitirá que el potencial geológico se convierta en una realidad macroeconómica para el país.
El sector minero argentino se encamina a transformarse en el nuevo motor de divisas del país. Según las últimas proyecciones de cámaras empresariales y analistas económicos para este 2026, la actividad tiene el potencial de alcanzar exportaciones por u$s 30.000 millones anuales en la próxima década si se consolidan las condiciones de inversión previstas.
Este salto cuantitativo, que implicaría multiplicar por siete las cifras actuales, posicionaría a la minería como el segundo complejo exportador de la Argentina, compitiendo directamente con la agroindustria y el sector de hidrocarburos en la generación de un superávit comercial estructural y federal.
El impacto en las economías regionales: A diferencia de otros sectores, el derrame de la minería ocurre principalmente en provincias cordilleranas y del NOA, donde la actividad es el principal empleador privado. Alcanzar la meta de los u$s 30.000 millones requiere la puesta en marcha de proyectos de clase mundial que hoy se encuentran en etapas de factibilidad o construcción inicial.
Los expertos coinciden en que el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) ha sido el catalizador necesario para que los directorios globales miren a la Argentina como un destino de bajo riesgo relativo, permitiendo proyectar una balanza comercial minera superavitaria que aliviaría la restricción externa de forma permanente.
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Infraestructura y licencia sociallos desafíos pendientes: Para que estas proyecciones no queden solo en el papel, el sector advierte sobre la necesidad de inversiones urgentes en infraestructura logística —ferrocarriles, rutas y conectividad eléctrica— y en el mantenimiento de la estabilidad fiscal. Asimismo, el informe destaca que la “licencia social” y la transparencia en el uso de los recursos hídricos son los pilares que garantizarán la sostenibilidad del crecimiento.
El 2026 se perfila como el año bisagra donde los anuncios de inversión deben comenzar a traducirse en obras civiles concretas para asegurar que el flujo de divisas comience a escalar hacia finales de la década.
La Visión de Runrún Energético
Hablar de u$s 30.000 millones no es una expresión de deseos, es una hoja de ruta posible. Para Runrún, la minería es el complemento perfecto de Vaca Muerta: ambas industrias comparten la necesidad de capital intensivo y seguridad jurídica de largo plazo. Si Argentina logra blindar estas inversiones de los vaivenes políticos, estaremos ante un cambio de matriz económica histórico.
El país no solo será un exportador de materias primas, sino un nodo de desarrollo tecnológico e industrial en el interior profundo.
La pregunta sobre la relevancia real de Vaca Muerta en el mapa energético mundial vuelve a estar bajo la lupa de los analistas internacionales. En comparación con las grandes cuencas de Estados Unidos, como Permian o Marcellus, la formación neuquina no solo compite en calidad geológica, sino que en varios indicadores técnicos —como el espesor de la roca y la presión natural— la supera ampliamente.
Sin embargo, el análisis plantea que para consolidarse como el polo de shale líder fuera de Norteamérica, Argentina debe cerrar la brecha en infraestructura y disponibilidad de sets de fractura, factores que hoy limitan que la extraordinaria calidad del subsuelo se traduzca en una producción a escala global.
Calidad de roca vs. Eficiencia operativa: Los últimos informes de consultoras energéticas destacan que Vaca Muerta ha logrado bajar sus costos de perforación de manera sostenida, acercándose a los niveles de competitividad de las cuencas estadounidenses. La gran ventaja argentina radica en que el desarrollo apenas ha cubierto una fracción de la superficie total, dejando un inventario de pozos de alta productividad para las próximas décadas.
El desafío para 2026 es igualar la “logística de precisión” de Texas, donde la rotación de equipos y la disponibilidad de insumos permiten una flexibilidad que Argentina aún está construyendo a través de proyectos intermodales y expansión de plantas de tratamiento.
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El foco de los inversores internacionales: Para los mercados, Vaca Muerta ya no es una promesa, sino una realidad operativa que figura en los portfolios de todas las grandes operadoras globales. Mientras que en otras regiones del mundo los proyectos de shale han enfrentado barreras geológicas o falta de licencia social, en Argentina el consenso sobre el desarrollo de la cuenca es sólido.
Este estatus de “polo de clase mundial” es lo que permite que, a pesar de las condiciones macroeconómicas, empresas de primera línea mantengan sus planes de inversión, proyectando que la cuenca sea el principal motor de divisas del país en el corto plazo.
La Visión de Runrún Energético
En Runrún no tenemos dudas: la geología nos puso en el podio mundial. Como indica el análisis de LU17, el desafío ya no es el subsuelo, sino lo que hacemos en la superficie. Para ser el número uno fuera de EE.UU., necesitamos que la logística y la normativa caminen a la misma velocidad que los récords de fractura.
La calidad de la roca es nuestro activo, pero la eficiencia de la gestión será nuestro verdadero diferencial competitivo.
En un paso estratégico para garantizar la sustentabilidad operativa de la cuenca, Vista Energy oficializó su incorporación al Instituto Vaca Muerta. La compañía liderada por Miguel Galuccio se suma así a este centro de formación técnica de vanguardia, cuyo objetivo es el desarrollo de futuros profesionales especializados en la complejidad del mundo no convencional.
Esta alianza busca cerrar la brecha entre la demanda de mano de obra calificada y la oferta local, asegurando que el crecimiento proyectado en la producción de hidrocarburos esté respaldado por personal con los más altos estándares técnicos y de seguridad.
Capacitación técnica de alto rendimiento: El programa de formación del Instituto se centrará en áreas críticas como la ingeniería de perforación, la optimización de fracturas y la gestión ambiental en yacimientos de shale. Para Vista, que ya se consolida como el principal actor privado con más de 75 millones de barriles producidos, la formación de talento propio es una inversión directa en competitividad.
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El Instituto Vaca Muerta, que abrirá sus puertas en Neuquén durante el mes de marzo, funcionará como un polo educativo donde la experiencia de campo de las operadoras se transformará en programas académicos de aplicación inmediata.
Impacto en la comunidad y empleo local: La participación de las grandes operadoras en este esquema de formación no solo beneficia a las empresas, sino que genera un efecto multiplicador en la empleabilidad de la región. Al estandarizar las competencias necesarias para trabajar en Vaca Muerta, se facilita la inserción de jóvenes neuquinos en puestos de alta remuneración, fortaleciendo el tejido social de las ciudades cabecera como Añelo.
Esta iniciativa es una pieza clave de la “infraestructura invisible” que la industria necesita para alcanzar la meta de producir más de un millón de barriles diarios en los próximos años.
La Visión de Runrún Energético
En Runrún celebramos esta visión de largo plazo. No hay récord de producción que se sostenga sin la gente adecuada. Que Vista Energy, un ejemplo de agilidad y crecimiento en el shale, se comprometa con la formación profesional en el Instituto Vaca Muerta es una señal de que la industria ha madurado.
Como siempre decimos: el petróleo está en la roca, pero el valor lo genera el conocimiento. Esta es la inversión que garantiza que el éxito de Vaca Muerta sea, ante todo, un éxito de los argentinos.
El último Monitor Económico Mundial (WEO) del Fondo Monetario Internacional, actualizado a finales de enero de 2026, ratifica una perspectiva de crecimiento del PBI del 4% para la Argentina. Este diagnóstico optimista se fundamenta en el dinamismo de los sectores transables, con la energía y la minería a la vanguardia. Según el organismo, estos sectores no solo traccionarán la balanza comercial, sino que se consolidarán como los principales generadores de empleo formal de calidad.
Informes complementarios de consultoras de talento indican que, impulsadas por el RIGI, las empresas de Oil & Gas y Minería ya lideran las búsquedas laborales de este primer trimestre, con un enfoque inédito en perfiles senior y de gestión técnica avanzada.
Crecimiento por encima de la media regional: El pronóstico del FMI sitúa a la Argentina con una expansión superior al promedio de América Latina (estimado en 2,2% para 2026). Mientras que otros sectores de la economía real muestran una recuperación más lenta, la minería y los hidrocarburos operan bajo una lógica de inversión intensiva.
El informe destaca que cerca del 65% del capital comprometido bajo el nuevo régimen de incentivos se dirige a la minería y más del 30% a la energía. Esto ha generado una “caza de talentos” en áreas de operaciones, ingeniería de proyectos y mantenimiento predictivo, donde los salarios del sector ya duplican o triplican la media nacional, convirtiéndose en el refugio de la estabilidad laboral del sector privado.
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El desafío de los perfiles senior y la eficiencia: A diferencia de ciclos anteriores, la demanda laboral de 2026 es altamente selectiva. El reporte de la consultora Seeds revela que el 65% de las nuevas búsquedas en Vaca Muerta y los proyectos de Litio están orientadas a perfiles con experiencia probada y capacidades digitales. La necesidad de planificación estratégica y control técnico en obras de infraestructura masivas —como los nuevos ductos y plantas de procesamiento— exige profesionales que puedan gestionar la eficiencia operativa bajo estándares internacionales.
Este escenario presiona la oferta académica y refuerza la importancia de iniciativas de formación técnica locales para evitar que la falta de cuadros técnicos se convierta en un cuello de botella para el crecimiento proyectado por el Fondo.
La Visión de Runrún Energético
Que el FMI ponga un 4% de crecimiento con nombre y apellido —Energía y Minería— confirma lo que venimos diciendo: la macroeconomía argentina ya no se explica sin Vaca Muerta ni la Cordillera. Sin embargo, para Runrún, el dato más relevante no es el PBI, sino la calidad del empleo. Estamos ante una oportunidad histórica de profesionalizar nuestra fuerza laboral.
Como veremos en las próximas notas, la incorporación de Vista al Instituto Vaca Muerta es la respuesta necesaria a este diagnóstico del Fondo: si queremos ser potencia energética, primero debemos ser potencia en conocimiento técnico.
En el marco del mega proyecto Argentina GNL, el Gobierno de Río Negro y la petrolera YPF acordaron un plan de inversión de 3,5 millones de dólares para la puesta en valor integral del Aeropuerto “Antoine de Saint-Exupéry” de San Antonio Oeste. La obra, que será financiada por las empresas del consorcio exportador, busca transformar una terminal hoy limitada en un nodo logístico clave para el traslado de personal técnico y directivo.
El proyecto ya ingresó a la Legislatura provincial para ser declarado de Interés Estratégico, marcando un precedente de colaboración público-privada donde la industria hidrocarburífera asume el costo de infraestructura civil para acelerar los tiempos de la transición energética.
Infraestructura para el “Hub” de exportación: Las obras previstas contemplan la repavimentación completa de la pista de 1.800 metros, la instalación de balizamiento LED de última generación y la ampliación de la plataforma de maniobras a 6.000 metros cuadrados. Esta modernización no solo permitirá el aterrizaje de aviones de gran porte vinculados a la industria, sino que habilita la posibilidad de operar vuelos comerciales regulares y nocturnos.
Para las operadoras involucradas en la instalación de los buques de licuefacción en el Golfo San Matías, la conectividad aérea es una condición necesaria para garantizar la rotación de equipos y la seguridad operativa de una obra que demandará miles de horas hombre de especialistas internacionales.
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Impacto más allá de la energía: Aunque el motor de la inversión es el gas, el beneficio se derramará sobre toda la región atlántica rionegrina. La reactivación del aeródromo facilitará el acceso al balneario Las Grutas y fortalecerá la capacidad de respuesta sanitaria para emergencias en la zona. Según los legisladores impulsores de la declaración de interés, la recuperación del aeropuerto permitirá que San Antonio Oeste se consolide como un polo de servicios industriales y turísticos de alta gama.
Con el inicio de las obras previsto para este primer semestre de 2026, el aeropuerto dejará de ser una reliquia del pasado para convertirse en la puerta de entrada al futuro exportador de la Argentina.
La Visión de Runrún Energético
En Runrún entendemos que Vaca Muerta no termina en Neuquén; llega hasta el mar. Que las petroleras se hagan cargo de la infraestructura aeroportuaria es la prueba de que cuando el negocio es sólido, la inversión privada aparece para suplir las carencias del Estado.
Como venimos analizando en nuestras notas anteriores sobre empleo y formación, la “Guerra de los Tubos” y la logística intermodal son piezas del mismo rompecabezas. El aeropuerto de SAO es el puente aéreo que necesita el GNL para despegar definitivamente.
La convergencia entre los recursos fósiles de baja emisión y la tecnología digital está redefiniendo el mapa energético global. Un reciente informe sobre la incorporación de energía destaca que el gas natural no solo es el respaldo indispensable para las fuentes renovables, sino que su eficiencia está alcanzando niveles inéditos gracias a la integración de la Inteligencia Artificial.
Desde la optimización de yacimientos no convencionales hasta la gestión de redes de distribución urbana, la IA permite hoy tomar decisiones en milisegundos que reducen el desperdicio operativo y aseguran un suministro estable, marcando el inicio de una era donde la energía y los datos son dos caras de la misma moneda.
Redes inteligentes y predicción de demanda: La aplicación de IA en el sector permite pasar de una gestión reactiva a una predictiva. Mediante el análisis de grandes volúmenes de datos históricos y climáticos, los sistemas actuales pueden anticipar picos de consumo de gas y electricidad con una precisión superior al 95%.
Esto es vital para evitar el encendido de centrales de reserva costosas y contaminantes. Para el sector del gas, esto significa una operación de gasoductos más esbelta, donde la presión se ajusta automáticamente según la necesidad real de la industria y los hogares, optimizando el uso de la infraestructura existente sin necesidad de nuevas obras civiles inmediatas.
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La IA en el corazón de Vaca Muerta: En el plano local, la incorporación de herramientas de análisis de datos y visión artificial está revolucionando la perforación en la cuenca neuquina. Las operadoras ya utilizan algoritmos para identificar las mejores zonas de contacto con la roca y para monitorear la integridad de los pozos en tiempo real.
Esta simbiosis tecnológica no solo baja el costo operativo del millón de BTU, sino que acelera la curva de aprendizaje de la industria argentina, posicionándola como un referente regional en la aplicación de servicios tecnológicos a la energía. El 2026 marca el punto de inflexión donde la IA se convierte en un estándar operativo indispensable en cada yacimiento del país.
La Visión de Runrún Energético
En Runrún entendemos que la tecnología es el verdadero acelerador de la transición. El gas natural nos da la molécula, pero la IA nos da la inteligencia para usarla de manera óptima. Esta integración es fundamental para alcanzar los objetivos de descarbonización sin perder competitividad. Quien no comprenda que la energía es hoy una industria de datos, quedará relegado en un mercado que exige eficiencia absoluta.
La distribuidora Camuzzi Gas Pampeana anunció la finalización e inauguración de una serie de obras estratégicas de refuerzo en la ciudad de Tandil. El proyecto, que demandó la instalación de más de 3.500 metros de nuevas cañerías de polietileno, tiene como objetivo principal eliminar las restricciones de factibilidad en zonas de alto crecimiento demográfico.
Con esta ampliación, el sistema queda técnicamente apto para la incorporación de 2.000 nuevos usuarios residenciales y comerciales, garantizando además una mayor estabilidad en la presión del servicio durante los periodos de mayor demanda invernal.
Detalles técnicos y desafíos operativos: La obra incluyó la interconexión con estaciones reguladoras de presión ya existentes y el cruce de infraestructura crítica, como vías ferroviarias, lo que requirió una logística de precisión para no afectar otros servicios. La utilización de materiales de alta densidad asegura una vida útil prolongada y menores costos de mantenimiento.
Estas tareas se enmarcan en el plan de inversiones 2025-2026 de la compañía, que busca optimizar la red en los puntos más exigidos de la provincia de Buenos Aires, acompañando el desarrollo urbano de las ciudades del interior con infraestructura de energía confiable.
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Impacto en el desarrollo local: La habilitación de nuevas conexiones es recibida como un motor para la construcción y el sector inmobiliario de la zona. Históricamente, la falta de capacidad en las redes de gas natural ha sido un freno para nuevos emprendimientos en Tandil; con este refuerzo, Camuzzi libera potencia en el sistema de distribución local.
Según informaron desde la empresa, los trabajos no solo benefician a los nuevos clientes, sino que mejoran la calidad de suministro de los usuarios actuales al robustecer la malla de distribución y reducir las caídas de presión en los extremos de la red.
La Visión de Runrún Energético
La expansión de las redes de distribución es el eslabón final que hace que el potencial de Vaca Muerta llegue realmente a la gente. Para Runrún, obras como las de Camuzzi en Tandil son fundamentales: de nada sirve el récord de producción en boca de pozo si no invertimos en los “últimos metros” de cañería.
Celebramos que las distribuidoras mantengan el ritmo de inversión en el interior bonaerense, ya que la energía es, ante todo, una herramienta de desarrollo regional.
En cumplimiento con la normativa ambiental vigente en la provincia de Neuquén, YPF llevó a cabo una audiencia pública en la localidad de Añelo para exponer los alcances del proyecto “La Angostura Norte II”. Ante autoridades provinciales, municipales y representantes de la comunidad, la operadora de bandera detalló el Estudio de Impacto Ambiental (EIA) que contempla la perforación de nuevos pozos, la adecuación de locaciones y la infraestructura de transporte necesaria para la evacuación de hidrocarburos.
Este proceso es un paso administrativo crítico para que la compañía obtenga las autorizaciones necesarias y pueda dar inicio a las obras civiles y de perforación planificadas para este ciclo operativo.
Sostenibilidad y mitigación de riesgos: Durante la exposición, los técnicos de YPF destacaron las medidas de mitigación diseñadas para minimizar la huella superficial y proteger los recursos hídricos de la zona. El proyecto incluye protocolos de gestión de residuos industriales y un plan de monitoreo continuo de la calidad del aire y el suelo durante todas las etapas de la obra.
La participación ciudadana en este tipo de instancias busca garantizar que el crecimiento de la actividad en el bloque La Angostura Norte se realice bajo estándares de seguridad y respeto por el entorno, una exigencia creciente tanto de los organismos de control como de los inversores internacionales.
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Infraestructura conectada: Además de la perforación, el proyecto prevé el tendido de líneas de conducción que se integrarán a la red existente de la cuenca, optimizando la capacidad de transporte de la zona norte de Añelo. La aprobación de este estudio permitirá a YPF mantener el ritmo de actividad previsto en su plan de negocios, asegurando que cada nuevo metro perforado cuente con el respaldo técnico y ambiental requerido por la legislación rionegrina y neuquina.
Para la comunidad local, estas audiencias representan también una oportunidad para dialogar sobre el impacto socioeconómico directo que las obras tendrán en la creación de empleo y demanda de servicios regionales.
La Visión de Runrún Energético
En Runrún consideramos que la licencia social y ambiental es el cimiento de cualquier proyecto energético exitoso. Que YPF cumpla con rigor estas audiencias públicas en Añelo demuestra que la industria ha aprendido que no se puede producir a cualquier costo.
La transparencia en la presentación de los estudios de impacto es lo que permite que Vaca Muerta siga creciendo con el consenso de la comunidad. Sin previsibilidad ambiental, no hay inversión de largo plazo.
A menos de una semana de su realización, FES Iberia 2026 se prepara para reunir nuevamente en Madrid a los principales líderes del sector energético ibérico e internacional. El evento, que se celebrará el 12 de febrero, se consolida como la primera gran cita estratégica del año para debatir sobre almacenamiento, mecanismos de capacidad, marcos regulatorios e inversión pública y privada en renovables.
Con una agenda que incluye a altos cargos del Gobierno, CEOs de las principales energéticas y expertos técnicos, esta cuarta edición llega en un momento clave para profundizar el paso desde el despliegue masivo de capacidad renovable hacia su integración inteligente y resiliente en el sistema eléctrico.
La jornada contará con la participación de figuras clave como Carmen López Ocón (IDAE), Fátima García Señán (MITECO), Manuel Larrasa Rodríguez (Junta de Andalucía), Julio Castro (Iberdrola Renovables), Rocío Sicre (EDP), Pablo Fernández Vila (Xunta de Galicia), Alfonso Arroyo González (Junta de Castilla y León), Alberto Hernández Suárez (Gobierno de Canarias), Enrique de Ramón (Zelestra) y Andrés Hernando (Huawei), entre otros.
Esta cuarta edición llega en un momento clave para profundizar el paso desde el despliegue masivo de capacidad renovable hacia su integración inteligente, estable y financieramente viable en el sistema eléctrico. En esta nota, recapitulamos todo lo que dejó la edición anterior y las claves del debate que marcaron el evento pasado, en un año decisivo para la transición energética de la Península Ibérica.
La edición anterior del Future Energy Summit (FES) Iberia, celebrada en junio de 2025, marcó un punto de inflexión para el sector. Más de 400 líderes del ámbito público y privado participaron de un evento atravesado por un escenario de creciente tensión entre la velocidad de la transición energética y las limitaciones operativas del sistema eléctrico ibérico.
Aquel blackout se convirtió en el punto de partida de un debate estructural: cómo asegurar la resiliencia del sistema en un entorno de alta penetración renovable, escasa flexibilidad y señales de precio distorsionadas. La comunidad técnica fue categórica. “El sistema se ha vuelto débil e inestable, con oscilaciones y sobretensiones fuera de control”, concluye el resumen ejecutivo del evento.
La solución no pasa por volver a tecnologías síncronas, sino por acelerar el despliegue de electrónica de potencia con sistemas Grid Forming capaces de aportar inercia sintética y controlar los nudos eléctricos con estabilidad.
El almacenamiento fue, sin lugar a dudas, el eje más mencionado del FES Iberia 2025. Allí, Grenergy anunció un plan de inversión de 3.500 millones de euros, con el 70% destinado a soluciones de almacenamiento e hibridación. Repsol apostó por el bombeo hidroeléctrico con el relanzamiento del Proyecto Aguayo, mientras Acciona Energía destacó la gestión activa de la demanda como vía para enfrentar la canibalización de precios. Empresas como Galp, Matrix Renewables, Saeta y EDPR compartieron estrategias de adaptación al nuevo entorno: hibridar, diversificar mercados, optimizar acceso a red y capturar valor mediante almacenamiento.
La comunidad regulatoria tampoco quedó al margen. Representantes de Galicia, Andalucía, Murcia, Canarias y Comunidad Valenciana reclamaron agilidad administrativa, simplificación de permisos y coherencia entre niveles de gobierno. Se planteó la urgencia de alinear ambición política con señales estables para la inversión.
Otro foco relevante fue la innovación tecnológica. Yingli Solar y Jinko presentaron avances en células tándem de más de 850 W, mientras empresas como Chemik Group y Aerolaser destacaron nuevas soluciones para reducir CAPEX mediante ingeniería avanzada y digitalización operativa, incluyendo sistemas de gemelos digitales para prevenir incendios y optimizar mantenimiento de activos.
El FES también incluyó una dimensión internacional con paneles dedicados a Latinoamérica. Países como Guatemala y República Dominicana presentaron oportunidades para inversión renovable y almacenamiento, destacando procesos licitatorios en curso y marcos de apertura al capital privado. Estas discusiones confirmaron que el interés estratégico por la región está creciendo entre los grandes actores ibéricos.
A solo días del FES Iberia 2026, la próxima edición ya genera expectativa como el primer gran encuentro del calendario energético del año. Entre los ponentes destacados que completan la jornada figuran Fernando Cremades (Galp), Luis Contreras (Yingli Solar), Iñigo Díaz (Ignis Energía), Domingo Jesús López Álvarez (Tera Batteries), Patricia Mora (Acciona Energía), Oscar Aira (GameChange Solar), Jesús Heras (Wattkraft), Ángel Alegría (Schletter), Guillermo Figueruelo (Fronius), Daniel Boluda (Capture Energy) y Donaji Martínez (Jinko ESS), entre otros. El Future Energy Summit se consolida como el espacio donde se definen las coordenadas técnicas, financieras y regulatorias de una transición que ya no admite improvisaciones.
El foco estará puesto en el almacenamiento, los mecanismos de capacidad, los programas públicos de incentivos y la estabilidad regulatoria como herramientas claves para dinamizar el despliegue renovable.
La agenda 2026 sumará paneles específicos sobre el diseño de subastas de capacidad, el futuro del almacenamiento como activo del sistema, el impacto de la digitalización sobre la flexibilidad de la red, la rentabilidad de los proyectos híbridos, los marcos de financiación en entornos de precio volátil y el papel de las Comunidades Autónomas en la planificación energética descentralizada. También se debatirá la coordinación entre redes de transporte y distribución, la modernización del permitting, y la alineación del capital privado con los nuevos instrumentos públicos de apoyo.
El recorrido de 2025 a 2026 no es menor. El sistema eléctrico español ya no debate cuánto renovable puede instalarse, sino cómo integrarlo sin perder estabilidad. En este contexto, el Future Energy Summit se consolida como el espacio donde se definen las coordenadas técnicas, financieras y regulatorias de una transición que ya no admite improvisaciones.
La Comisión Federal de Electricidad (CFE) y la Secretaría de Energía (SENER) de México lanzaron formalmente los Esquemas para el Desarrollo Mixto con el objetivo de incorporar 7500 MW de nueva capacidad de generación antes de 2030.
El nuevo modelo se apoya en contratos PPA de hasta 25años, donde CFE aportará el terreno, la gestión de permisos y la operación del proyecto, además de ser el comprador de la energía generada. Mientras que el sector privado asumirá el 100% del capital líquido, así como la construcción y parte del desarrollo técnico. Por lo que la participación accionaria quedará distribuida en 54% para la CFE y 46% para el inversionista privado.
La estructura financiera contempla una combinación de capital y deuda: 20 a 30% en capital y 70 a 80% en financiamiento, en tanto que el vehículo de inversión incluye contratos vinculantes como fideicomisos, acuerdos de aportación, contratos EPC, de operación y mantenimiento (O&M), y administración. La CFE absorberá el 70% de la energía generada mediante contratos PPA, mientras que el 30% restante podrá comercializarse a terceros o en el mercado.
«Los lineamientos de esta nueva figura definen reglas precisas que brindan certidumbre jurídica a la inversión privada», destacó Luz Elena González Escobar, secretaria de Energía de México.
Los proyectos están integrados al Plan de Inversión en Infraestructura para el Desarrollo con Bienestar 2026–2030, con un presupuesto general de 5.6 billones de pesos, del cual el sector energético representa el 54%, posicionándose como el motor clave del crecimiento nacional.
La convocatoria contempla un portafolio regionalizado de 6500 MW de nueva capacidad renovable, al que se suman proyectos ya en desarrollo por parte de la CFE. Las tecnologías priorizadas son fotovoltaica, eólica y termosolar, distribuidas en siete regiones del país:
Noroeste: 1000 MW solares.
Noreste: 2260 MW, integrados por 70 MW fotovoltaicos y 2190 MW eólicos, posicionándose como el mayor bloque eólico del esquema.
Región Occidental: Se prevén 1540 MW, compuestos por 1140 MW solares y 400 MW eólicos.
El Oriente contará con 600 MW, distribuidos en 400 MW fotovoltaicos y 200 MW eólicos.
Norte: se instalarán 270 MW solares, mientras que en la región Peninsular se contemplan 470 MW fotovoltaicos.
Baja California sumará 360 MW, integrados por 200 MW solares, 100 MW termosolares y 60 MW eólicos, siendo la única región con participación de tecnología solar térmica.
Adicionalmente, la CFE impulsa dos proyectos fotovoltaicos estratégicos: Concepción Mendizábal, con 858 MW en el Noreste, y Cerro Prieto, de 215 MW, actualmente en construcción en Baja California. En conjunto, representan 1073 MW de capacidad adicional ya en proceso de desarrollo.
El diseño contractual contempla mecanismos de protección para asegurar la no consolidación de activos ni pasivos por parte del Estado, manteniendo el control estratégico en manos públicas.
Asimismo, la convocatoria establece criterios estrictos de evaluación y se valorará la experiencia del inversionista en proyectos renovables y almacenamiento, capacidad técnica y financiera, nivel de avance del proyecto (ready-to-build), estructura de gobierno corporativo, modelo económico y TIR indicativa. Las empresas también deberán demostrar capacidad de absorción de riesgos y costes adicionales por contingencias.
El proceso de registro para empresas interesadas está abierto hasta el 20 de febrero mediante la Ventanilla Única de Energía. En esta etapa se solicita documentación técnica, financiera, permisos en trámite, estudios ambientales y de interconexión. Luego seguirán fases de revisión técnica, presentación de propuestas, evaluación, firma de contratos y cierre financiero. La fase de construcción iniciará en noviembre de 2026 y se prevé que los proyectos entren en operación entre 2028 y 2029. El esquema incluye revisiones técnicas, modelos financieros, estudios de impacto ambiental y social, y validación de capacidad técnica y económica de los proponentes.
Este modelo se suma al reciente anuncio de la CFE de invertir 29.000 millones de pesos nexicanos para desplegar más de 1560 MW renovables y de almacenamiento, que refuerzan la visión del Gobierno de avanzar hacia una matriz limpia, robusta y descentralizada.
“Invitamos a todos los actores del sector energético a presentar sus propuestas, sin excluir a nadie”, afirma la secretaria González Escobar, quien encabezó la presentación junto a representantes de la banca de desarrollo y asociaciones empresariales.
Guatemala movió una ficha clave en la transición energética de América Central y lanzó su hoja de ruta energética hasta 2040 durante un summit organizado por la Asociación de Generadores con Energía Renovable (AGER), el cual también fue escenario de un acuerdo inédito: la creación de ARCA, la primera alianza regional de asociaciones de energías renovables de Centroamérica y el Caribe.
El documento nacional presentado por AGER define cómo Guatemala proyecta alcanzar un 80% de generación renovable antes de 2035, sumar 1000 MW de nueva capacidad y lograr cobertura eléctrica universal en áreas rurales para 2032. Además, plantea una modernización integral del sistema eléctrico con foco en la transmisión, el almacenamiento y el financiamiento verde.
Y con la firma de esta plataforma conjunta —integrada por Guatemala, El Salvador, Honduras, Costa Rica, Panamá y República Dominicana—, se abre la puerta a la coordinación técnica, regulatoria y financiera entre países, en un contexto en el que la demanda energética regional crece aceleradamente y los compromisos climáticos exigen respuestas estructurales.
“La hoja de ruta no es un diagnóstico más. Es una agenda concreta para ejecutar la transformación que venimos postergando”, sostuvo Alfonso González, presidente de AGER, en el acto de apertura.
El plan se estructura en tres fases de ejecución: preparación (2026–2030), centrada en reformas normativas, diseño de esquemas financieros y nuevas licitaciones; transformación (2031–2035), con foco en infraestructura, incorporación de renovables y electrificación rural; y consolidación (2036–2040), donde se prevé la adopción de tecnologías de almacenamiento, bonos de carbono vinculados al sector energético y mecanismos de resiliencia frente a eventos climáticos extremos.
La estrategia gira sobre cinco ejes principales: expansión de la generación renovable, desarrollo de la red de transmisión, acceso universal, eficiencia energética e institucionalidad. También propone mecanismos de mercado, mayor certidumbre regulatoria y coordinación interinstitucional como condiciones clave para su implementación.
Tanto la hoja de ruta como la alianza regional surgen en un momento crítico. Guatemala aún no explota el 88% de su potencial renovable, pero ya enfrenta limitaciones en su sistema eléctrico por falta de planificación e inversión en infraestructura.
La creación de ARCA, por su parte, sienta las bases para unificar agendas técnicas y normativas, lo que podría facilitar licitaciones coordinadas, homologación de estándares y acceso a financiamiento multilateral con escala regional.
“La región necesitaba una arquitectura de cooperación más formal, más estratégica. Hoy esa arquitectura existe y se llama ARCA”, afirmó Astrid Perdomo, directora ejecutiva de AGER, al anunciar el acuerdo.
El SER 2026 también convocó a voces internacionales que reforzaron el mensaje de urgencia y oportunidad. Diego Mesa Puyo, exministro de Energía de Colombia, señaló que el sector energético debe dejar de reaccionar y empezar a anticiparse. Desde Siemens, Patrice Rimond compartió avances en digitalización de redes. Y Christopher Barry, de Linea Energy, presentó un caso de integración de energía solar en procesos industriales de alta escala.
Por su parte, la presidenta ejecutiva del BCIE, Gisela Sánchez, advirtió que la transición energética sin inversión es solo un discurso y llamó a priorizar proyectos bancables y con impacto territorial.
Los dos grandes anuncios —la hoja de ruta nacional y la alianza regional— dejaron al SER 2026 con una conclusión clara: la transición energética dejó de ser una conversación técnica y pasó a ser una decisión política y económica urgente.
“Pasar del diagnóstico a la ejecución no es una opción. Es el único camino”, concluyó Perdomo.
El proyecto Vicuña, la alianza estratégica conformada formalmente hace un año entre la australiana BHP y la canadiense Lundin Mining, acelera la inversión en el proyecto de cobre, oro y plata en la provincia de San Juan y tiene previsto para este año desembolsar US$ 790 millones, duplicando la cifra de 2025. Más de 300 proveedores y unas 1.000 personas ya trabajan en el lugar, a unos 5.000 metros de altura.
Vicuña Corp presentará antes que termine el primer trimestre su Informe Técnico Integrado. Este documento unificará el desarrollo de los yacimientos Josemaría y Filo del Sol en un solo plan operativo, optimizando infraestructuras y procesos bajo un esquema de escala inédito en la Argentina.
El informe no solo ajustará los detalles de ingeniería minera, sino que validará las proyecciones sobre su vida útil que, dada la riqueza geológica de ambos depósitos, podría extenderse hasta los 70 años de explotación. Esta longevidad es lo que permitió al proyecto postularse al RIGI bajo la categoría de Proyectos de Exportación Estratégica de Largo Plazo (PEELP), la cual exige una visión de desarrollo que trasciende las tres décadas y garantiza estabilidad por 40 años.
En términos financieros, el informe podría superar los US$ 15.000 millones estimados inicialmente, situando la cifra final incluso cerca de los US$ 20.000 millones. Actualmente, Vicuña ya es considerado uno de los 10 proyectos de cobre más importantes del mundo, lo que explica la magnitud del desembolso que la convertiría en la mayor inversión extranjera directa.
Vicuña y la inversión 2026
Mientras se definen los números finales y su esquema de financiamiento, la actividad en la alta cordillera sanjuanina se acelera tal como se pudo constatar en una visita de la que participó EconoJournal. Para el presente ejercicio 2026, la empresa proyecta una inversión de US$ 790 millones, lo que representa casi duplicar los desembolsos operativos realizados durante 2024. Más de 300 proveedores y más de 1000 trabajadores participan de ese ecosistema en alta montaña.
El flujo de capital sostiene la actividad de nueve equipos de perforación -seis de ellos actualmente del lado chileno- y se está volcando a la construcción de tramos estratégicos del camino de acceso, estudios de suelo para la línea eléctrica y la expansión de la capacidad logística en los campamentos base, entre otras tareas.
Un punto crítico del informe integrado será la resolución de la logística de salida. Al tratarse de un sistema con continuidad geológica en el límite internacional, se evalúa la posibilidad de utilizar infraestructura portuaria en Chile, lo que otorgaría una ventaja competitiva en costos de transporte hacia los mercados asiáticos.
Asimismo, el informe detallará el plan de energización de los yacimientos, buscando la transición desde los actuales equipos diésel hacia una matriz de energía eléctrica de alta tensión y fuentes renovables. Por lo pronto se avanza en la ingeniería del tendido de más de 250 kilómetros de una línea de alta tensión que se vincule con la Estación Transformadora Rodeo, del sistema interconectado.
Integración Josemaría y Filo del Sol
La comparación de recursos minerales sitúa a Vicuña entre los diez activos mas importantes a nivel mundial y largamente por encima del portfolio dentro de San Juan. Entre Josemaría y Filo del Sol, el proyecto ya cuenta con más de 12 millones de toneladas de cobre, 32 millones de onzas de oro y 659 millones de onzas de plata.
Estos números representan un piso técnico, ya que Filo del Sol —considerado el descubrimiento de cobre más importante de los últimos 30 años— aún no encontró sus límites geológicos y continúa en etapa de exploración activa. El año pasado se realizaron 65.000 metros lineales de perforación, con un pozo record de mas de 2.000 metros de longitud.
El cronograma de hitos técnicos muestra realidades complementarias: Josemaría es el activo más avanzado, con Declaración de Impacto Ambiental (DIA) aprobada y en fase de preconstrucción tras dos décadas de inversión. Filo del Sol, en tanto, se encuentra en etapa de prefactibilidad, pero con leyes (concentración de metal en roca) que lo posicionan como un depósito de clase mundial, aportando la escala necesaria para justificar la integración.
Un dato que el Informe Integrado terminará de modelar es el potencial de Filo del Sol. Desde el hito del ‘Pozo 41’ —el pozo descubridor que reveló datos promisorios sobre la profundidad del yacimiento— la exploración no ha encontrado límites.
Los 20 geólogos que hoy perforan a más de 5.000 metros de altura trabajan sobre la premisa de que Filo del Sol es tres veces más grande que Josemaría, lo que otorga la flexibilidad necesaria para proyectar una explotación multigeneracional.
El aporte laboral a la provincia
En cuanto al impacto laboral, el incremento de la dotación será progresivo y masivo. La empresa ya está ejecutando programas de capacitación en comunidades como Iglesia y Jáchal, preparando mano de obra calificada en rubros que van desde la operación de perforadoras hasta servicios de hospitalidad. La demanda de empleo, tanto directo como indirecto, será uno de los motores más potentes para la provincia durante la fase de construcción que se avecina.
El manejo del recurso hídrico y el plan de gestión social también ocuparán capítulos centrales en el reporte de este trimestre. Bajo la lupa de los estándares internacionales de BHP y Lundin, el proyecto busca certificar procesos de alta eficiencia hídrica, contemplando incluso la posibilidad de incorporar agua desalinizada en etapas futuras del proceso industrial para minimizar el impacto en las cuencas locales.
Al formalizar su ingreso al RIGI a fines de 2025, Vicuña Corp. confirmó un compromiso de inversión inicial de US$ 2.000 millones para los primeros 24 meses. Esta cifra cumple con el requisito del 20% de inversión mínima que exige la ley para proyectos estratégicos, demostrando la intención de los accionistas de acelerar los plazos de ejecución apenas se obtengan las aprobaciones regulatorias finales.
Con la presentación del Informe Técnico Integrado, Vicuña cerrará su etapa de diseño para abrir paso a la ejecución definitiva. Lo que hoy es una expedición logística a 10 horas de San Juan y a 5.000 metros de altura, se encamina a ser el complejo minero más grande del Cono Sur.
La magnitud de Vicuña se dimensiona al contrastar sus recursos con los otros megaproyectos que hoy buscan el horizonte del RIGI. Mientras que Los Azules (McEwen Copper) reporta recursos por 10,2 millones de toneladas de cobre y el histórico yacimiento El Pachón (Glencore) se sitúa en torno a los 15 millones de toneladas, el ecosistema de Vicuña ya computa un piso de 12,4 millones de toneladas de cobre contenido.
La diferencia estratégica, sin embargo, radica en el potencial de expansión ya que mientras los otros depósitos tienen sus límites mayormente delineados, Filo del Sol aún no encontró el final de su mineralización. Esto permite proyectar que el inventario conjunto superará largamente a cualquier otro activo sanjuanino.
Gonvarri Solar Steel acelera su expansión en Latinoamérica y define a Argentina como uno de próximos mercados clave en su estrategia regional. Tras lograr más de 30 GW en trackers entregados a nivel global, de los cuales 8 GW corresponden a LATAM, la compañía apunta a su trayectoria para establecer más relaciones sólidas con empresas del mercado.
“El objetivo para 2026 es comenzar a cerrar acuerdos con players dentro del país”, indicó Cristhian Romero, BDM LATAM de Gonvarri Solar Steel, quien considera que la estructura del mercado argentino, basada en inversión local, se alinea con la visión de largo plazo de la empresa.
La firma tiene en la mira a los EPCs, utilities e inversores más relevantes del país. El objetivo es iniciar vínculos desde etapas tempranas, permitiendo una mayor cercanía con los proyectos en todo momento: “Estamos trabajando en Argentina en poder comenzar a vincularnos a los proyectos desde una etapa inicial, desde la parte de ingeniería y desarrollo, para cuando ya se llegue al tender, que el cliente sepa nuestro valor agregado, además de ofrecer el servicio de postventa el cual es bastante cercano”, remarcó Romero.
El modelo de Gonvarri Solar Steel busca no solo vender productos, sino establecer relaciones de confianza a largo plazo; visión que se ve respaldada por la solidez financiera del grupo Gonvarri Industires, con casi 70 años de trayectoria en la industria del acero y más de 20 en el ámbito fotovoltaico: “Nuestro enfoque va actualmente en generar el contacto con empresas y que nos consideren dentro de esos proyectos como un player que le va a dar las garantías que requieren”, remarcó el especialista.
Ese mismo enfoque de crecimiento le ha permitido consolidarse en mercados como Chile y Perú. En el primero de ellos ya superó el hito de 1 GW de trackers entregados; mientras que en Perú, dónde ya han suministrado grandes proyectos desde 2012, actualmente suministran los seguidores solares para el proyecto fotovoltaico más grande del país, de 480 MW de capacidad.
Ambos casos reflejan un proceso de expansión sostenido desde 2010, cuando la compañía comenzó a operar con trackers en LATAM.
A ese respaldo institucional se suma un servicio de postventa robusto, con personal propio en LATAM: “Esto refuerza la cercanía y retroalimentación con los clientes que demanda el mercado. La propuesta incluye, entre otros puntos clave, monitoreo constante de las instalaciones y la actualización de software de seguimiento”, afirmó el BDM LATAM de Gonvarri Solar Steel.
Portfolio de soluciones: trackers, estructuras fija, control de seguimiento propio y AgriPV
La compañía opera como una plataforma multi-producto, capaz de atender tanto el segmento utility scale como el sector comercial e industrial. a nivel regional. El portafolio incluye el seguidor solar 1P, TracSmarT+1P, una solución versátil ampliamente distribuida en la región, y el recientemente lanzado
TracSmarT+2P, que ofrece configuraciones de 1 y 2 strings con hasta 41 metros por fila: Este último modelo combina la robustez del diseño “Compact” con mayor flexibilidad para distintos layouts y condiciones de terreno, ofreciendo seguridad estructural, estabilidad operativa y eficiencia energética.
TracSmarT+ System, su control de seguimiento propio con el que ya controlan y monitorizan plantas fotovoltaicas por todo el mundo. Éste clave para seguir avanzando con paso firma hacia un ecosistema todavía más robusto hacia sus clientes.
Además, ambos incorporan el diseño de la línea AgriPV by Solar Steel, alineándose con normativas europeas para proyectos de agricultura avanzada y ganadería. Su ground clearance de hasta 2,1 metros permite integrar cultivos o actividades pecuarias sin comprometer el rendimiento de la planta fotovoltaica.
“El catálogo se completa con estructuras fijas adaptadas tanto a grandes proyectos como al sector C&I, consolidando a Solar Steel como un actor con capacidad técnica y flexibilidad para adaptarse a diversas necesidades”, complementó Romero.
Con su mirada puesta en Argentina, Gonvarri Solar Steel apuesta a escalar su presencia en Latinoamérica a través de una estrategia basada en cercanía, trayectoria y soluciones innovadoras. El 2026 será, sin dudas, un año de definiciones clave para su posicionamiento regional.
Grenergy dio un nuevo paso en el desarrollo de su proyecto insignia en Chile al impulsar la cuarta fase de Oasis de Atacama, una de las iniciativas de energía solar con almacenamiento más ambiciosas de América Latina. La cuarta etapa, denominada Gabriela, incorpora 272 MW de capacidad solar fotovoltaica y 1,1 GWh de almacenamiento en baterías (BESS).
Esta fase representa aproximadamente una décima parte del proyecto completo, que contempla 2 GW de energía solar y 11 GWh de almacenamiento, posicionándose como un referente regional en la integración de tecnologías para la flexibilidad del sistema eléctrico.
Al igual que en las tres primeras fases, el fabricante español Ingeteam suministró los inversores fotovoltaicos, reforzando una alianza tecnológica que también se extenderá a la sexta etapa del proyecto. En tanto, el proveedor chino CATL participará como suministrador de los sistemas de almacenamiento en fases posteriores.
En el plano financiero, Gabriela fue vendida en septiembre pasado al inversor en infraestructura CVC DIF, filial de la gestora de activos CVC, por un monto de hasta US$475 millones. El acuerdo incluye, además, que Grenergy continuará a cargo de los servicios de operación y mantenimiento por un período de cinco años, asegurando continuidad operativa y transferencia de know-how.
Con la energización de esta cuarta fase, Oasis de Atacama entra en su tramo final: solo restan dos etapas para completar el proyecto. Las tres primeras fases, que en conjunto suman 451 MW solares y 2,5 GWh de almacenamiento, ya fueron puestas en marcha el año pasado. El complejo se emplaza en el desierto de Atacama, una de las zonas con mayor radiación solar del mundo, clave para el desarrollo de proyectos renovables a gran escala en Chile.
Oasis de Atacama se ha convertido en el eje central de la estrategia de crecimiento de Grenergy hacia 2027. En paralelo, la compañía avanza con otros desarrollos solares con almacenamiento. Uno de ellos se ubica en la región del Biobío, en la zona centro-sur de Chile, donde ya comenzó la construcción de un proyecto de 340 MW fotovoltaicos y 960 MWh de almacenamiento, cuya entrada en operación comercial está prevista para 2027.
El plan se completa con una iniciativa en Castilla-La Mancha, España, que contempla 200 MW de capacidad solar y 704 MWh de almacenamiento, reforzando la apuesta del grupo por replicar el modelo de plantas híbridas en mercados estratégicos.
Con estos avances, Grenergy busca posicionarse como uno de los actores clave en el despliegue de energía solar gestionable, un segmento cada vez más relevante para acompañar la transición energética y responder a los desafíos de estabilidad y flexibilidad de los sistemas eléctricos.
El Ministerio de Minas y Energía de Colombia abrió una convocatoria por 104 mil millones de pesos destinada a financiar proyectos energéticos sostenibles en municipios donde se desarrollan actividades extractivas de recursos naturales no renovables. Esta asignación proviene del Sistema General de Regalías (SGR) y busca consolidar una política de transición energética con foco territorial.
Cada proponente podrá presentar un único proyecto, con una asignación máxima de 5000 millones de pesos. Las iniciativas deberán centrarse en generación a partir de Fuentes No Convencionales de Energía Renovable (FNCER), comercialización de energía renovable, eficiencia energética o ampliación de cobertura eléctrica en zonas con servicio precario o sin acceso.
La convocatoria está restringida a los municipios definidos en la Resolución 40599 de 2025, que incluye más de 250 localidades en 27 departamentos. Entre ellos se encuentran Yondó, Supía, Puerto Gaitán, La Jagua de Ibirico, Santa Rosa del Sur, Cúcuta, Neiva, Uribia, Tarazá, San Vicente de Chucurí y Remedios, entre muchos otros.
La propuesta busca reorientar parte de los recursos generados por la explotación de minerales e hidrocarburos hacia obras de infraestructura energética con impacto directo. Se trata de zonas que, a pesar de ser productoras de recursos, presentan déficits estructurales en calidad del servicio eléctrico o baja penetración de tecnologías limpias.
Esta convocatoria se enmarca en un contexto de fuerte dinamismo regulatorio para el sector. La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) dio inicio al proceso de convocatoria de una nueva subasta del Cargo por Confiabilidad, que cubrirá el periodo 2029-2030. El objetivo es asegurar capacidad firme suficiente para respaldar la demanda, especialmente con proyectos que incorporen energías renovables despachables.
Además, Colombia se prepara para su primera subasta de largo plazo para energías renovables, prevista para 2026. Esta permitirá contratos bilaterales entre generadores y comercializadores, lo que facilitará la estructuración financiera de proyectos en FNCER.
También se actualizó recientemente una norma estructural del mercado eléctrico, después de más de una década sin cambios. Esta modificación habilita un entorno más adecuado para la participación de la demanda, la generación distribuida y la integración masiva de fuentes intermitentes como la solar o la eólica.
La convocatoria del Ministerio se convierte así en un instrumento clave para cerrar brechas energéticas desde los territorios. Los recursos podrán ser utilizados tanto para sistemas aislados como para conexión a redes existentes, favoreciendo soluciones adaptadas a las condiciones locales.
Los entes habilitados para presentar proyectos son entidades territoriales, empresas públicas, mixtas o comunitarias. El proceso evaluará aspectos técnicos, económicos y sociales, con criterios de impacto, sostenibilidad y viabilidad.
La disponibilidad del fondo y el carácter limitado de la convocatoria —un solo proyecto por municipio— obligan a los proponentes a priorizar iniciativas estratégicas, con capacidad de escalar y replicarse. El uso de recursos de regalías para energías limpias marca una dirección concreta en la ejecución territorial de la transición energética.
El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, se reunió el martes de la semana pasada con exintendentes del Movimiento Popular Neuquino (MPN) y dio los primeros pasos para empezar a trazar la estrategia de reelección para el 2027.
Por ahora, el acercamiento no implica necesariamente una vuelta al partido, sino abrirle los brazos a que los referentes territoriales se integren a su frente, La Neuquinidad, y evitar la dispersión de votos en un escenario que podría complicarse si La Libertad Avanza juega fuerte en algunos de los principales municipios.
El encuentro se realizó en Aluminé, en la zona centro de la provincia, donde el actual jefe de bloque del MPN, Gabriel Álamo, actuó de anfitrión. Hubo unos 45 exintendentes y también estuvieron presentes el jefe de Gabinete, Juan Luis “Pepé” Ousset, y el exdiputado nacional Osvaldo Llancafilo, quien ahora empezará a trabajar “cerca” del ministro, según se anunció en ese almuerzo.
Figueroa brindó su análisis de las legislativas del 2025, que lo relegaron al segundo lugar por el triunfo del espacio libertario, y de lo que viene para el 2027 y aún el 2031.
Por la reelección
Está claro que el gobernador irá por su reelección y que necesitará “todos los votos que pueda conseguir”, según revelaron fuentes que asistieron a la reunión.
La estrategia apunta a habilitar la competencia en los municipios, pero siempre bajo el paraguas de la candidatura de Figueroa. Es decir, los dirigentes del MPN que quieran disputar su regreso a la intendencia pero que no sean ungidos como candidatos del oficialismo, podrán armar listas colectoras para plegarse a la figura del gobernador.
El objetivo es que la puja por los municipios implique sumar votos y no genere una división del electorado.
Figueroa empezó a diseñar su estrategia de reelección.
Figueroa le ganó en el 2023 por apenas 10.171 votos al candidato del MPN, Marcos Koopmann. Si La Libertad Avanza llegara a generar un armado competitivo el año que viene, contar con el caudal de votos del partido provincial antes hegemónico será clave para el gobierno, en especial en localidades del interior donde se empezó a “llenar de leones”, según advirtieron en la reunión del martes pasado. Sin 2027, no hay 2031, se coincidió.
La ronda de reuniones continuará esta semana con los intendentes propios de La Neuquinidad y los diputados del espacio de Figueroa. En marzo se repetirá el encuentro con los representantes del MPN para empezar a definir nombres para la interna partidaria que se disputará este año.
La interna del MPN
El Movimiento Popular Neuquino debe ir a elecciones este 2026 para renovar su conducción, un engranaje que abarca, en total, 662 cargos en toda la provincia.
El mandato de Omar Gutiérrez como presidente del partido vencerá en septiembre y es casi una certeza que no buscará retener el lugar que ocupa desde el 2018. El exgobernador está alejado de la política y más cerca de Buenos Aires que de Neuquén.
En el caso de Jorge Sapag, quien hoy está formalmente al frente de la Convención partidaria, también es casi seguro de que allanará el camino para que otros tomen la posta. Tras la derrota electoral de 2023, a ambos les reclamaron volver a movilizar el partido y discutir internamente los motivos que lo llevaron a perder la elección a manos de Figueroa, pero no hubo tal autocrítica. “Ahora nadie puede decir nada”, dijo uno de los exintendentes que participó el martes de la reunión con el gobernador.
En ese encuentro, se planteó la conveniencia de “consensuar” una lista de unidad para no ir a una competencia que pueda “matar lo mucho o poco que pueda quedar” del MPN. No quita que algún sector busque participar de la interna, sea para los cargos provinciales o para las seccionales que representan a las ciudades, pero quedará en un lugar marginal.
Figueroa reiteró esta semana que no es su intención volver al partido del que aún es afiliado, pero se especula con que algún dirigente cercano pueda liderar la estrategia. En el almuerzo en Aluminé le consultaron si el candidato para presidir el partido podía llegar a ser José “Pepé” Ousset, su jefe de Gabinete y mano derecha. Hubo un silencio y el gobernador contestó: “No sé, vamos a ver”.
Figueroa define con las empresas petroleras cómo financiar proyectos de infraestructura en Vaca Muerta.
Operativo gestión
Los diputados de La Neuquinidad también reconocen que este año “es netamente electoral”. La Legislatura no retomará su actividad hasta fines de febrero, cuando se realice la sesión preparatoria antes de la apertura de sesiones, el 1 de marzo, pero varios de los referentes de Figueroa pasan el verano entre aniversarios de ciudades, recorridas de obra y reuniones políticas. “Yendo al terreno”, como es la jerga.
El desafío autoimpuesto es visibilizar la inversión de obra pública en la provincia, que es mucha, pero sospechan que no está del todo reconocida. “Tenemos que lograr que se vea, hacer un esfuerzo mayor para mostrar lo que se está haciendo”, reconoció el jefe de Comunidad, Ernesto Novoa.
Neuquén acarrea un gran retraso de infraestructura porque las anteriores administraciones no invirtieron suficiente y porque el desarrollo de Vaca Muerta es también una carrera contra el tiempo: crea necesidades más rápido de lo que la gestión pública puede resolver.
El gobierno de Figueroa tiene en licitación y ejecución más de 600 kilómetros de asfalto nuevo para rutas provinciales y las obras viales se llevarán este año un tercio del billón de pesos que se presupuestó para infraestructura.
Sin embargo, las que deben resolver el cuello de botella que genera la actividad hidrocarburífera entre Neuquén y Añelo son las que avanzan más lento: es probable que hacia fines del mandato, Figueroa pueda contar con la circunvalación de la Ruta 7, pero el bypass de 51 kilómetros que financiarán las empresas petroleras para desviar todo el tránsito pesado hacia los yacimientos, por ahora, está en etapa embrionaria.
Shell Argentina anunció la “puesta en marcha exitosa y sin incidentes” de un nuevo sistema de procesamiento avanzado de hidrocarburos en Bajada de Añelo (Vaca Muerta) con una capacidad de procesar hasta 20.000 barriles diarios de petróleo y 2,5 millones de metros cúbicos de gas.
El Early Processing System (EPS) consiste en una planta EPF (Early Processing Facility), sistemas de separación y gathering (acumulación), dos plantas de recuperación de vapor, sistemas de abastecimiento energético, oleoductos y gasoductos de evacuación, wellpads y otra infraestructura.
Germán Burmeister, presidente de Shell Argentina, Chile y Uruguay, explicó al respecto que “Este hito es fundamental en nuestros planes de desarrollo de Bajada de Añelo ya que nos permitirá ampliar la capacidad de procesamiento y producción de petróleo y gas en el área y profundizar nuestro conocimiento de la ventana de transición de Vaca Muerta”.
A través de un innovador sistema de automatización, el diseño de la planta busca optimizar la performance de procesamiento y producción de petróleo y gas, maximizar la eficiencia energética y lograr un máximo cuidado de la seguridad y el ambiente.
Más de 1.500 personas fueron empleadas directa e indirectamente en su construcción y más de 140 contratistas y subcontratistas, mayormente locales, participaron del proyecto, informó la Compañía.
Bajada de Añelo es un bloque de ~200 km2 en la ventana de transición entre el crudo volátil y el gas húmedo, con un amplio potencial de recursos técnicamente recuperables de 300-400 millones de barriles y 2 tcf de gas. Shell Argentina cuenta con 50 % de participación y la operación del bloque, con YPF (50 %) como socia.
Datos relevantes del proyecto:
Capacidad en diseño original de la planta: 15.000 barriles diarios de petróleo y 2 millones de m3 de gas. Capacidad en diseño ampliado: 20.000 barriles diarios de petróleo y 2,5 millones de m3 de gas. La capacidad utilizada hoy es de aproximadamente el 50 % (8.000 barriles y 1.2 Mm3).
Los pozos activos hoy en Bajada de Añelo son 15. Se proyecta perforar 7 en 2026 y otros 4 en 2027.
La construcción de la EPS fué sin incidentes ambientales o a las personas (Goal Zero). La puesta en marcha en Septiembre/Octubre 2025 resultó exitosa, y también sin incidentes a personas o ambiente, con un acelerado ramp-up (subida) de producción al mismo tiempo.
Con su diseño de avanzada busca reducir emisiones (flare reducido, VRU), reducir la exposición a incidentes durante la construcción (por módulos para reducir soldaduras necesarias), también la exposición a incidentes ambientales durante la operación (con un sistema de automatización de pozos para regular automáticamente y de manera remota la seguridad de los pozos). Además, maximizar la eficiencia energética con la reutilización de gas para generar energía eléctrica para abastecer a la planta.
En la estrategia de Shell en Vaca Muerta el desarrollo de Bajada de Añelo complementa las posiciones de la compañía en la ventana de petróleo (Sierras Blancas, Cruz de Lorena, Coirón Amargo Sur Oeste) con un primer paso en la transición de petróleo volátil y gas rico.
“Es un hito clave para el desarrollo del área ya que brindará capacidad de procesamiento en el bloque y nos permitirá continuar el de-risking monetizando los recursos de este bloque en la ventana de transición de crudo volátil a gas húmedo, complementaria con nuestros otros desarrollos”, destacó la Compañía.
Shell planea concretar 11 nuevos pozos en Bajada de Añelo.
La empresa Shellinauguró esta semana un nuevo sistema de procesamiento (Early Processing System – EPS) con capacidad de procesar hasta 20.000 barriles diarios de petróleo y 2,5 millones de metros cúbicos de gas por día en Bajada de Añelo, un bloque de Vaca Muerta que comparte con YPF en un 50%.
Lejos de los rumores que habían circulado, la compañía ratificó sus planes de desarrollo para continuar sus operaciones en Vaca Muertadonde planea invertir este año unos US$700 millones y anunció la ejecución de siete pozos para 2026 y cuatro en 2027 que le permitirían a la nueva planta operar al 100% de su capacidad.
La petrolera multinacional, que opera cuatro bloques en la Cuenca Neuquina y se ubica como el quinto operador, puso en funcionamiento el nuevo sistema que incluyó la construcción de una planta EPF (Early Processing Facility) que permite hacer la separación de crudo, gases y agua provenientes de 15 pozos de Bajada de Añelo.
Con una superficie de 630.000 metros cuadrados, la EPF se extiende a 27 kilómetros al norte de la localidad de Añelo sobre la Ruta provincial 7 y en un área que la ubica al norte de La Calera y al sur de Bandurria Norte. EconoJournal recorrió las instalaciones que comenzaron a funcionar a fines de diciembre y que actualmente operan a un 50% de su capacidad permitiendo obtener crudo liviano y gas.
Durante la recorrida, Germán Burmeister, presidente de Shell Argentina, enfatizó en que este nuevo EPS es un hito para la compañía que permitirá apuntalar el crecimiento en Bajada de Añelo “ya que podremos ampliar la capacidad de procesamiento y producción de petróleo y gas en el área y profundizar nuestro conocimiento de la ventana de transición de Vaca Muerta”.
Las instalaciones cuentan con un diseño modular que permite ejecutar futuras ampliaciones y están diseñadas bajo un programa de bajas emisiones que incluye la instalación de una antorcha de flare (quema) que reduce emisiones de carbono al incorporar oxígeno para favorecer una combustión completa. Además, implementó un sistema de Vapor Recovery Unit que recupera vapores de los tanques de petróleo para reincorporarlos a la producción.
Sebastián Regis, Gerente de Operaciones de Shell en Neuquén, agregó que “la parte más crítica de una planta es el arranque. Esta es una planta nueva donde se introduce petróleo a alta presión, donde siempre hay peligros o algún riesgo de tener incidentes y tuvimos un inicio ejemplar que fue reconocido a nivel mundial en Shell como un arranque impecable, sin incidentes”.
La EPS tiene una superficie de 630.000 m2 y se ubica a 27 kilómetros al norte de Añelo.
Shell Argentina y sus planes de crecimiento en Argentina
En conversación con este medio, el presidente de Shell Argentina aseguró que “nuestros planes de inversión continúan. Hicimos esta planta el año pasado y seguimos perforando. Estamos con el foco en seguir creciendo y ojalá el precio del petróleo ayude”.
En este marco, puntualizó que este año el desarrollo estará puesto en La Escalonada y Rincón de la Ceniza (dos áreas que YPF adquirió a TotalEnergies recientemente y donde Shell tiene el 45%) y Bajada de Añelo, donde planean concretar 11 nuevos pozos para 2027. Además de este último bloque, Shell opera en Vaca Muerta Sierras Blancas, Cruz de Lorena y Coirón Amargo Sur Oeste.
De esta manera, la compañía ratificó sus intenciones para seguir operando en la Cuenca Neuquina y desmintió versiones de una supuesta revisión de su portfolio que incluía una salida de Argentina. En efecto, el jueves, Wael Sawan, CEO de Shell, y Sinead Gorman, el CFO, dieron por tierra la versión de que sostenía que la petrolera mantenía negociaciones para la venta de sus activos en Vaca Muerta, tal como había informado la agencia Reuters el 22 de enero.
El desafío de sostener la competividad incluso con el crudo a la baja
Germán Burmeister, presidente de Shell Argentina.
Burmeister también se refirió a los desafíos que presentaría un petróleo a la baja, tal como había anticipado la Administración de Información Energética (EIA), y opinó que “hay una especie de consenso de que hay más oferta que demanda. Por otras razones, el petróleo no ha bajado, pero hay una sensibilidad a hacer las cosas bien para, si cae, seguir manteniendo las operaciones. Ese es el gran desafío que tenemos como industria porque es un factor que no controlamos y que genera un gran impacto en la generación de caja”.
En este sentido, sostuvo que “lo que tenemos bajo nuestro control es la competitividad porque es lo que nos da un ahorro” y afirmó que a nivel industria considera que “estamos por el buen camino aunque a veces se va más lento de lo que debería”.
Por último Burmeister enfatizó en la importancia de discutir este paradigma con todos los actores que participan en la cadena de valor y expresó que «ser más competitivo nos permitirá tener una industria mejor, que genere mayor riqueza y que esa riqueza se vuelque a la Argentina. Venimos de muchos años de ineficiencia y aún estamos lejos de Estados Unidos que es con quien nos comparamos».
EE.UU. lleva comprometidos más de US$ 30.000 millones para proyectos vinculados con los minerales críticos y tierras raras.
El gobierno de los Estados Unidos podría alcanzar una cifra superior a los US$ 100.000 millones entre financiamiento ya comprometido y nuevo para respaldar proyectos en toda la cadena de valor de los minerales críticos dentro del país y en el extranjero.
La clave está en una propuesta bipartidista que ingresó esta semana en el Congreso para incrementar sustancialmente el fondeo del Export-Import Bank (EximBank), la agencia federal que financia exportaciones para pequeñas, medianas y grandes empresas.
Justamente, en el acuerdo comercialentre la Argentina y EE.UU. firmado este jueves, el gobierno estadounidense se comprometió a trabajar con el EximBank y la Corporación Financiera Internacional para el Desarrollo (DFC) para considerar apoyar el financiamiento de inversiones en sectores críticos en Argentina.
Mayor fondeo para el EximBank
En concreto, en lo que va de la administración de Donald Trump fueron comprometidos fondos federales por más de US$ 30.000 millones en forma de cartas de interés, inversiones, préstamos y otros apoyos a lo largo de la cadena de valor de los minerales críticos, en asociación con el sector privado. El grueso de ese apoyo corrió por cuenta del EximBank, que ahora podría recibir una fuerte inyección de capital.
El senador del Partido Republicano, Kevin Cramer, y el senador del Partido Demócrata, Mark Warner, ingresaron el miércoles un proyecto de ley para autorizar un nuevo fondeo para que la agencia federal pueda seguir operando luego del 2026.
El proyecto contempla elevar la capacidad de préstamo del EximBank para los siguientes diez años en unos US$ 70.000 millones adicionales, pasando de un techo actual de US$ 135.000 millones prestables a US$ 205.000 millones.
Minerales críticos: los fondos ya comprometidos
El Departamento de Estado informó que el gobierno estadounidense lleva comprometidos poco más de 38.000 millones de dólares para el sector minero a través del EximBank, el Departamento de Energía, el Departamento de Guerra y la Corporación Internacional Financiera de Desarrollo.
El EximBank lideró con préstamos, cartas de interés y otros instrumentos por US$ 26.177 millones. El anuncio más reciente fue la aprobación de un préstamo por US$ 10.000 millones para fondear el proyecto Vault, una iniciativa que busca constituir una reserva estratégica de minerales críticos y tierras raras para garantizar el suministro a las industrias estadounidenses en caso de disrupciones en el abastecimiento.
La agencia lleva emitidas cartas de interés por unos US$ 14.800 millones. Una carta de interés es un instrumento no vinculante que expresa el interés general del banco en una transacción o proyecto propuesto. Por ejemplo, emitió un instrumento de este tipo por US$ 350 milliones para un proyecto de cobalto y níquel en Australia.
En paralelo, el Departamento de Energía comprometió US$ 7283 millones en respaldo a proyectos del sector privado para fortalecer las cadenas de suministro de minerales críticos y baterías en los EE. UU. La erogación más relevante fue un préstamo de US$ 2300 millones para el proyecto Thacker Pass de Lithium Americas, el principal proyecto de carbonato de litio del país.
Por otro lado, el Departamento de Guerra fue noticia en el último año por ingresar como accionista en empresas vinculadas con proyectos de extracción y refinamiento de tierras raras. Hasta el momento comprometió US$ 2378 millones en adquisiciones de equity, préstamos y otros apoyos.
Finalmente, la Corporación Financiera de Desarrollo lleva comprometidos US$ 1940 millones. Entre los préstamos concedidos destaca uno para un proyecto de extracción de tierras raras livianas y pesadas en Brasil por US$ 565 millones.
EE.UU. avanza en la creación de una zona comercial preferencial
El Canciller Quirno y el Vicesecretario de Estado Christopher Landau suscribieron un acuerdo de minerales críticos.
La disponibilidad de fondos será crucial en los planes de la administración de Donald Trump para conformar una zona comercial preferencial para los minerales críticos junto a países aliados.
El gobierno estadounidense suscribió esta semana con Argentina y otros países una serie de acuerdos en el marco de la Cumbre Ministerial de Minerales Críticos convocada por el Departamento de Estado de EE.UU. en Washington.
El vicepresidente de los EE.UU., J.D. Vance, y el secretario de Estado, Marco Rubio, explicaron que las empresas de los países que formen parte de esta área comercial tendrán acceso a precios mínimos para blindar a las inversiones en los proyectos mineros de cualquier volatilidad en los precios internacionales.
Por su parte, la Cancillería argentina informó la firma de un Instrumento Marco para el Fortalecimiento del Suministro en Minería y Procesamiento de Minerales Críticos que ratifica la asociación estratégica y el «compromiso con el desarrollo de un suministro seguro, resiliente y competitivo».
En tanto, la Embajada de los EE.UU. en la Argentina agregó que «ambos países movilizarán el apoyo de los gobiernos y del sector privado mediante subvenciones, garantías, préstamos e inversiones de capital para impulsar proyectos de minería y procesamiento».
También precisó que implementarán medidas para «establecer mercados de alto estándar con marcos de precios de referencia que protejan frente a políticas no basadas en el mercado y prácticas comerciales desleales».
El 25% de los pedidos ingresados ya se encuentra en instancia de inspección final
La distribuidora de gas Camuzzi informó que se registraron 2.000 solicitudes de conexión a la red de gas naturaldesde el lunes 5 de enero a la fecha, luego de la liberación oficial de factibilidades en todas las localidades abastecidas por el Gasoducto Cordillerano Patagónico. El dato refleja una fuerte demanda contenida en la región cordillerana, tras la normalización del sistema de transporte.
Según precisó Camuzzi, el 25% de los pedidos ingresados ya se encuentra en instancia de inspección final por parte del personal técnico de la empresa, etapa en la que se verifica que las instalaciones internas cumplan con la normativa vigente. En los casos en que la inspección resulte aprobada, los usuarios quedan en condiciones de solicitar la colocación del medidor para comenzar a recibir el suministro.
La importancia del Gasoducto Cordillerano Patagónico
La liberación de factibilidades fue posible a partir del trabajo conjunto entre Camuzzi, los gobiernos provinciales de Chubut, Neuquén y Río Negro, y las autoridades nacionales competentes. Esta articulación institucional permitió retomar y concluir la obra de potenciación del Gasoducto Cordillerano Patagónico, que había quedado inconclusa y había limitado el acceso al servicio en más de una veintena de localidades de la región, según precisaron desde la empresa.
Desde la compañía destacaron que la finalización de estas obras habilita una nueva etapa para el desarrollo energético y urbano de la zona, al permitir el acceso al gas natural a hogares que hasta el momento no podían conectarse a la red.
Cómo solicitar la conexión al gas natural
A diferencia de otros procesos de solucitud que comienzan por una inscripción en la web, el primer paso para solicitar la conexión al gas natural no se inicia con el pedido de un turno sino de la siguiente manera.
contactar a un instalador matriculado, único habilitado para diseñar y ejecutar la instalación interna, colocar los artefactos y garantizar el cumplimiento de las normas de seguridad vigentes. En efecto, el listado de instaladores matriculados se encuentra disponible en el sitio web de la distribuidora.
Una vez seleccionado el profesional, el instalador deberá realizar el proyecto y ejecutar la instalación interna de acuerdo con las condiciones técnicas y reglamentarias establecidas por el Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS).
El instalador matriculado debe solicitar a Camuzzi la inspección final de la instalación. Superada esa instancia, el usuario queda habilitado para solicitar la colocación del medidor y comenzar a utilizar el servicio de gas natural.
El primer mes de 2026 confirmó la hegemonía del sector energético en el mercado de capitales, impulsado por una combinación de precios internacionales al alza y movimientos corporativos estratégicos en Vaca Muerta. Según el último informe de RICSA, las compañías del upstream encabezaron las ganancias, con Vista Energy registrando un salto extraordinario del 24,8% en dólares. Este desempeño se vio potenciado por el anuncio de la adquisición de los activos de Equinor en la cuenca por u$s 712 millones, una maniobra que consolida a la firma liderada por Miguel Galuccio como el operador privado con mayor proyección.
Por su parte, YPF acompañó la tendencia con una suba del 10,3%, reflejando la confianza de los inversores en la capacidad de generación de caja del no convencional en el nuevo escenario macroeconómico.
Efecto Vista: La compra de Equinor redefine el tablero La performance de Vista en enero no es casual. La incorporación de un 25,11% en el bloque Bandurria Sur y un 35% en Bajo del Toro le permite a la compañía no solo aumentar sus reservas, sino optimizar su escala operativa en zonas de alta productividad. El mercado ha premiado esta agresividad comercial, entendiendo que Vista se posiciona para capturar el mayor valor posible del shale oil ante un Brent que se mantuvo firme por encima del 12% de suba mensual.
Este movimiento corporativo marca el pulso de lo que será el 2026: un año de consolidación donde los jugadores más eficientes buscan ampliar su huella en el corazón de Vaca Muerta.
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Contrastes: Upstream récord vs. incertidumbre en distribución Mientras las productoras de crudo celebran un arranque de año histórico, los segmentos de midstream y downstream mostraron un comportamiento dispar. Las distribuidoras de gas, como Metrogas y Camuzzi, registraron caídas de hasta el 7,2% mensual, afectadas por definiciones regulatorias pendientes.
Sin embargo, el dato macro que sostiene el optimismo del sector es la consolidación de las exportaciones, que en 2025 cerraron en u$s 11.086 millones, con el crudo alcanzando su pico de ingresos de los últimos 23 años. Esta robustez exportadora, sumada a la caída del riesgo país, posiciona a la energía como el motor principal de la recuperación económica argentina para el presente ejercicio.
La Visión de Runrún Energético
El informe de enero deja una conclusión clara: la energía ya no es solo una promesa, es la realidad financiera más sólida del país. La movida de Vista al absorber la operación de Equinor es un mensaje de confianza en el modelo de negocios de Vaca Muerta. Desde Runrún creemos que el 2026 será el año de la “calidad sobre cantidad”: el mercado premiará a quienes, como Vista e YPF, logren escala y eficiencia exportadora.
El contraste con las distribuidoras nos recuerda que aún queda pendiente alinear todo el sistema regulatorio para que el boom sea integral, pero el camino del upstream es, hoy por hoy, imparable.
Argentina se encamina a consolidar un hito en su balanza comercial. Según las últimas proyecciones sectoriales, el año 2026 cerrará con un superávit energético récord, impulsado por la madurez operativa de Vaca Muerta y la finalización de obras de infraestructura clave. Tras años de déficit que presionaron las reservas del Banco Central, la reversión de la balanza comercial energética no solo se ha estabilizado, sino que ha alcanzado un volumen de exportaciones que posiciona a los hidrocarburos como el segundo motor de divisas de la economía nacional, solo por detrás del complejo agroindustrial.
Este salto cualitativo responde a una mayor capacidad de transporte de crudo y gas que permite drenar el potencial del shale hacia los mercados internacionales.
La infraestructura como multiplicador de valor: El factor determinante para alcanzar este récord ha sido la puesta en marcha definitiva de las ampliaciones en los sistemas de oleoductos y las plantas de compresión en los gasoductos troncales. Estas obras han permitido que la producción de Vaca Muerta no encuentre cuellos de botella en su camino a las terminales de exportación y a los centros de consumo industrial.
Con una logística aceitada, las operadoras han podido escalar sus planes de perforación y completación, logrando niveles de eficiencia que sitúan al costo de extracción argentino entre los más competitivos del mundo, atrayendo así un flujo constante de capitales para nuevas etapas de desarrollo.
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Impacto en la macroeconomía y solvencia fiscal: Este superávit energético tiene un efecto directo en la estabilidad cambiaria y en la reducción del riesgo país. Al dejar de importar GNL y combustibles líquidos de manera masiva durante los picos de invierno, el Estado nacional ha logrado un ahorro fiscal significativo en concepto de subsidios y salida de dólares. La generación de divisas genuinas por la venta de crudo liviano Medanito al exterior proporciona un colchón de liquidez que permite proyectar un 2027 con mayor solvencia.
Para el sector energético, este escenario de abundancia de divisas es el combustible necesario para financiar los próximos megaproyectos, como las plantas de licuefacción para la exportación de GNL a escala global.
La Visión de Runrún Energético
Llegar a un superávit récord en 2026 no es una casualidad, es la cosecha de lo sembrado en infraestructura durante los últimos tres años. Vaca Muerta ya no es una promesa, es la realidad que sostiene la balanza comercial del país. Desde Runrún celebramos este récord, pero advertimos: el desafío ahora es reinvertir esa renta energética en más ductos y tecnología para que este superávit no sea un techo, sino el nuevo piso de la economía argentina. La energía es hoy el gran estabilizador de nuestra moneda.
En una declaración que trae alivio y previsibilidad al mercado hidrocarburífero, la conducción regional de Shell reafirmó la continuidad de sus operaciones en Argentina, descartando cualquier rumor de desinversión en Vaca Muerta. La compañía, que se consolida como uno de los tres mayores productores de crudo de la cuenca neuquina, subrayó que sus activos en el país son considerados estratégicos dentro de su portafolio global debido a su alta rentabilidad y competitividad técnica.
Con el foco puesto en sus bloques principales, como Sierras Blancas y Cruz de Lorena, la firma anglo-holandesa mantiene firme su hoja de ruta para seguir incrementando los volúmenes de producción y fortalecer su participación en la infraestructura de transporte hacia el mercado exportador.
Eficiencia y resiliencia en el bloque CASO: La ratificación de Shell no es solo institucional, sino operativa. La compañía ha logrado en el área Coirón Amargo Sur Oeste (CASO) niveles de eficiencia en perforación y completación que compiten directamente con los estándares del Permian en Estados Unidos.
Esta madurez técnica permite que sus proyectos sigan siendo rentables incluso ante fluctuaciones en el precio internacional del barril. Al confirmar su permanencia, Shell asegura la continuidad de contratos de largo plazo con empresas de servicios locales y garantiza el flujo de divisas necesario para las próximas etapas de desarrollo masivo en sus áreas concesionadas.
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Apuesta a la infraestructura de evacuación: Parte central de la estrategia reafirmada por Shell es su rol activo en la solución del cuello de botella logístico de la cuenca. La operadora no solo se enfoca en “sacar” petróleo de la roca, sino en asegurar que ese crudo llegue a los puertos. Su participación en los consorcios de oleoductos y la inversión en plantas de tratamiento propias demuestran una visión que trasciende la coyuntura.
Para los analistas, el mensaje de Shell es una señal clara para el resto de los inversores internacionales: Vaca Muerta sigue siendo un destino de clase mundial donde las reglas de juego y el potencial geológico justifican la permanencia de las grandes “supermajors”.
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La desmentida de Shell es la noticia que el sector necesitaba para cerrar cualquier especulación. En una industria que se mueve por señales, que una operadora de este peso ratifique su presencia es un espaldarazo para todo el ecosistema de Vaca Muerta. Shell no solo aporta capital, aporta un estándar de seguridad y tecnología que eleva la vara de toda la cuenca.
Desde Runrún celebramos esta decisión: el crecimiento del país requiere de socios que miren el largo plazo y Shell ha demostrado, una vez más, que su compromiso con el shale argentino es sólido y estratégico.
La exploración de frontera en el Atlántico Sur suma un nuevo capítulo estratégico con el inicio de las operaciones de Chevron en la plataforma marítima de Uruguay. El buque sísmico contratado por la compañía estadounidense ya arribó a la zona para comenzar las tareas de recolección de datos 3D en el bloque OFF-1.
Esta operación, seguida de cerca por los analistas regionales, busca confirmar la presencia de estructuras geológicas similares a las halladas recientemente en las costas de Namibia, debido a que ambas regiones compartieron el mismo proceso de formación antes de la separación de los continentes. El regreso de una “supermajor” como Chevron al mar uruguayo eleva las expectativas de un posible hallazgo de clase mundial en el Cono Sur.
La técnica detrás de la búsqueda: Las tareas de prospección sísmica consisten en el uso de tecnología acústica para mapear el subsuelo marino a miles de metros de profundidad. El buque operará durante los próximos meses en un área específica para generar imágenes de alta resolución que permitan identificar “trampas” de hidrocarburos.
Una vez finalizada la recolección, los datos serán procesados en centros de computación de alto rendimiento para que los geólogos de Chevron y ANCAP determinen la ubicación exacta de un futuro pozo exploratorio. Esta fase es crítica, ya que minimiza el riesgo técnico antes de movilizar una plataforma de perforación, cuyo costo operativo diario es significativamente mayor.
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Impacto en el mapa energético regional: El avance del offshore en Uruguay se da en paralelo con el desarrollo de la Cuenca Argentina Norte (CAN). Para la industria, estos proyectos no son aislados, sino que forman parte de una nueva provincia petrolera atlántica. Un descubrimiento exitoso en aguas uruguayas validaría las tesis geológicas que también sostienen proyectos como el pozo Argerich en Argentina, consolidando un corredor energético que atraería más inversiones en infraestructura portuaria y servicios navales para ambos países.
La presencia de Chevron, operando en asociación con Challenger Energy, demuestra que el interés de las grandes petroleras por el potencial del margen conjugado del Atlántico sigue más vigente que nunca.
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La llegada del buque de Chevron a Uruguay es una señal que debe leerse en clave regional. El offshore es el próximo gran salto de la industria y que las grandes operadoras estén activas en nuestras costas vecinas es una excelente noticia para el ecosistema de proveedores regionales. Desde Runrún creemos que el Atlántico Sur se está convirtiendo rápidamente en el nuevo foco de la exploración global. Si los datos sísmicos acompañan, podríamos estar ante el nacimiento de un nuevo eje energético que complemente la abundancia del onshore en Vaca Muerta.
El vínculo comercial entre Argentina y Estados Unidos ha alcanzado un nuevo nivel de profundidad estratégica durante el último año. Según el balance anual de la Cámara de Comercio de los EE.UU. en Argentina (AmCham), el país del norte se mantuvo como el principal emisor de Inversión Extranjera Directa (IED), con un stock que supera los u$s 26.000 millones.
El sector energético, con Vaca Muerta a la cabeza, y la minería de litio y cobre fueron los grandes imanes de este capital. Este flujo de inversión no solo se traduce en dólares, sino en la transferencia de tecnología de punta y estándares operativos que son los que hoy permiten a la industria local alcanzar niveles de eficiencia récord.
El petróleo crudo: El protagonista de las exportaciones Durante 2025, el intercambio comercial mostró cifras contundentes. Argentina exportó bienes a EE.UU. por un total de u$s 6.100 millones, de los cuales casi el 40% correspondió exclusivamente a petróleo crudo.
Este dato es histórico, ya que consolida al sector energético como el principal puente comercial entre ambas naciones, superando a rubros tradicionales como el aluminio o los productos agroindustriales. El shale oil argentino ha encontrado en las refinerías de la costa del Golfo de México un mercado natural y demandante, lo que garantiza una salida estable para el incremento de producción previsto para este 2026.
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Bienes de capital e insumos: El motor de las importaciones Por el lado de las importaciones, el informe destaca que el grueso de las compras desde EE.UU. consistió en maquinaria pesada, componentes técnicos y bienes de capital destinados a la infraestructura de gas y petróleo. Esto refleja una dinámica de “círculo virtuoso”: Argentina importa la tecnología necesaria para extraer sus recursos y exporta el producto final con mayor valor agregado.
Aunque el balance bilateral sigue siendo deficitario para el país, la brecha se está reduciendo aceleradamente gracias al superávit energético. Para AmCham, la continuidad de reformas estructurales y la seguridad jurídica serán claves para que estas cifras sigan creciendo durante el presente ejercicio.
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Que EE.UU. sea nuestro principal inversor y uno de nuestros mayores clientes energéticos es la mejor garantía de escala para Vaca Muerta. No es solo una cuestión de comercio, es una integración industrial de hecho. Desde Runrún observamos que esta relación es la que provee el “músculo” tecnológico necesario para que nuestros yacimientos compitan de igual a igual con el Permian.
El desafío para el 2026 será diversificar aún más esta oferta exportable, pero el camino trazado por el crudo es la hoja de ruta a seguir.
Phoenix Global Resources (PGR) ha decidido cambiar de marcha en su estrategia para el bloque rionegrino de Vaca Muerta. Tras los resultados excepcionales obtenidos en el pozo récord del área Confluencia Norte, la compañía confirmó la incorporación de un nuevo equipo de perforación de última generación (un equipo Nabors de alta potencia) destinado a intensificar la actividad en la provincia.
Este movimiento marca el paso de una etapa exploratoria a un desarrollo industrial acelerado. La decisión se fundamenta en la productividad de los pozos recientes, cuyos niveles de flujo inicial han sorprendido al mercado por su similitud con las zonas más ricas de la formación en Neuquén, consolidando a Río Negro como un nuevo polo exportador de crudo liviano.
Tecnología de punta para pozos de largo alcance: La llegada del nuevo equipo de perforación permite a Phoenix ejecutar diseños de pozos más complejos, con ramas laterales que superan los 3.500 metros. Esta tecnología de automatización no solo reduce los tiempos de perforación, sino que optimiza los costos operativos por barril, un factor determinante para la rentabilidad en zonas de frontera.
La compañía busca maximizar la eficiencia en sus bloques Confluencia Norte y Confluencia Sur, donde ya se ha posicionado como el operador dominante. El objetivo es claro: escalar la producción para tener volúmenes consolidados que permitan aprovechar la futura capacidad de transporte del oleoducto Vaca Muerta Sur.
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Río Negro en la liga mayor del shale: El éxito de Phoenix está reescribiendo el mapa geológico de la región. Lo que inicialmente se consideraba una extensión marginal de la formación, hoy se perfila como una zona de alta competitividad. La incorporación de este segundo equipo de perforación en la provincia es una señal de confianza para los inversores y un motor para la economía local de Río Negro, que ve cómo la actividad hidrocarburífera genera una demanda creciente de servicios especializados y empleo técnico.
Con esta inversión, Phoenix no solo refuerza su cartera en Argentina, sino que acelera su meta corporativa de superar los 20.000 barriles diarios de producción total en el corto plazo.
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La apuesta de Phoenix por Río Negro es una de las grandes noticias de este 2026. Ver cómo un operador decide sumar equipos de perforación tras un “pozo récord” confirma que el potencial del lado rionegrino de Vaca Muerta estaba subestimado.
Desde Runrún celebramos esta aceleración: la diversificación geográfica del shale es vital para la seguridad energética del país. Phoenix ha demostrado que con tecnología y visión exploratoria, los límites de la cuenca se pueden seguir empujando hacia el este.
A meses de la salida de YPF de diversas áreas convencionales en Santa Cruz bajo el Plan Andes, el balance operativo de las nuevas concesionarias comienza a mostrar resultados positivos. Empresas con un perfil enfocado en la optimización de yacimientos maduros, como CGC y operadoras independientes menores, han logrado frenar el declive natural de la cuenca mediante una gestión de costos más ágil y la aplicación intensiva de técnicas de recuperación secundaria.
Este cambio de manos ha permitido que áreas que antes eran marginales para la estructura de la petrolera estatal recuperen protagonismo, garantizando no solo la producción de gas y crudo, sino también la estabilidad de los puestos de trabajo y la actividad económica en el flanco norte y la Cuenca Austral.
Eficiencia en la gestión de costos: La clave del éxito en esta transición ha sido la capacidad de las nuevas operadoras para adaptar la infraestructura existente a una escala de producción menor pero más eficiente. A diferencia de las grandes corporaciones, estas empresas operan con estructuras más livianas, lo que les permite invertir en reparaciones de pozos (workovers) y mantenimiento de líneas que antes no eran rentables.
Los primeros reportes indican una mejora en los tiempos de respuesta ante fallas y un incremento en el factor de recuperación de los yacimientos, demostrando que los campos convencionales de Santa Cruz todavía tienen un horizonte productivo considerable si se gestionan con el enfoque técnico adecuado.
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El desafío de la inversión sostenida: A pesar de la estabilización, el desafío para 2026 radica en sostener los niveles de inversión en un contexto de costos logísticos crecientes. Las operadoras están apostando a incentivos provinciales y a una mayor integración con las pymes locales para reducir gastos operativos.
La resiliencia de la producción de gas en la zona sur sigue siendo un pilar fundamental para el abastecimiento regional, y el éxito de estas empresas independientes es seguido de cerca por otras provincias que buscan replicar el modelo de cesión de áreas maduras para revitalizar sus propias cuencas convencionales.
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Lo que está ocurriendo en Santa Cruz es la prueba de que hay vida después de YPF en el convencional. Para Runrún, es vital que estas áreas queden en manos de empresas que tengan el “foco” puesto exclusivamente en ellas. La especialización es la herramienta para extraer hasta la última gota de crudo de nuestra tierra.
Celebramos que la transición se esté dando con orden y resultados, ya que la diversificación de actores en el upstream es lo que le da verdadera robustez al sistema energético nacional.
El Gobierno de Mendoza ha lanzado el programa “Minería en Primera Persona”, una convocatoria estratégica que invita a las empresas operadoras y de servicios mineros a integrarse formalmente en el sistema educativo provincial. La iniciativa, coordinada por la Dirección de Minería, busca que los profesionales del sector compartan su experiencia técnica, normas de seguridad y procesos ambientales directamente en las aulas de las escuelas secundarias y técnicas.
El objetivo es claro: acortar la brecha entre la formación académica y las demandas reales de una industria que se prepara para una fase de expansión sin precedentes en la provincia, impulsada por proyectos de exploración y desarrollo en el departamento de Malargüe y la zona sur.
Preparando el terreno para el empleo joven: El crecimiento de proyectos como Malargüe Distrito Minero Occidental y la reactivación de Potasio Río Colorado demandarán una cantidad creciente de técnicos especializados. Con esta convocatoria, Mendoza busca que los jóvenes mendocinos sean los primeros en la fila al momento de cubrir esos puestos.
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El programa permite que los estudiantes conozcan de cerca cómo funciona una mina moderna, qué tecnologías se utilizan para el cuidado del agua y cuáles son los estándares internacionales de seguridad. Esta transferencia de conocimiento no solo profesionaliza a la futura mano de obra, sino que también brinda una perspectiva realista y científica sobre el impacto positivo de la actividad en el desarrollo regional.
Licencia social y transparencia: Más allá de lo técnico, “Minería en Primera Persona” actúa como una herramienta de transparencia y comunicación con la comunidad. Al abrir el diálogo entre las empresas y las familias a través del sistema escolar, se busca derribar mitos y prejuicios sobre la minería. La participación de expertos en las escuelas permite explicar con datos empíricos los controles ambientales y el compromiso de la industria con la sustentabilidad.
Para el sector corporativo, es una oportunidad de demostrar su compromiso social en Mendoza, consolidando una licencia social basada en el conocimiento y la integración con la identidad productiva de la provincia.
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Invertir en educación es la única forma de garantizar que la renta minera quede en la provincia de manera genuina. De nada sirve tener grandes yacimientos si tenemos que “importar” técnicos de otras regiones. Desde Runrún valoramos esta iniciativa de Mendoza: la minería moderna se defiende con hechos, con ciencia y, sobre todo, abriendo las puertas a las nuevas generaciones. Si queremos una industria robusta, el primer eslabón debe estar en el aula.
El dinamismo operativo de Vaca Muerta continúa traccionando la demanda de talento especializado. Las principales operadoras de la cuenca, YPF, Tecpetrol y Pluspetrol, han lanzado nuevas convocatorias para cubrir posiciones críticas en sus desarrollos de shale. Esta ola de contrataciones responde no solo al incremento de la producción, sino a la necesidad de personal altamente capacitado para operar la nueva infraestructura de plantas y ductos que está entrando en servicio.
Las búsquedas abarcan desde perfiles técnicos de campo hasta programas para jóvenes profesionales, reflejando una apuesta a largo plazo por el desarrollo del capital humano en la región.
Perfiles técnicos y de ingeniería: Los más buscados La demanda actual se concentra en roles de alta especialización técnica. YPF está reforzando sus equipos de mantenimiento y confiabilidad para las plantas de tratamiento de crudo (PTC), mientras que Tecpetrol busca supervisores para sostener el liderazgo productivo en Fortín de Piedra.
Por su parte, Pluspetrol ha puesto el foco en la seguridad operativa (HSE) y en la relación con las comunidades. Los requisitos comunes incluyen experiencia previa en entornos de alta complejidad y, crecientemente, el manejo de herramientas digitales para el monitoreo de pozos en tiempo real, una competencia que se ha vuelto indispensable en el campo.
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Modalidades de trabajo y beneficios: La competencia por el talento en Neuquén está llevando a las operadoras a ofrecer esquemas de trabajo competitivos y beneficios que faciliten la radicación o el traslado. Predominan los sistemas de rotación (rosters) tipo 7×7 o 14×14 para los operarios de campo, mientras que las posiciones administrativas en Neuquén Capital adoptan esquemas híbridos.
Además del salario, las compañías están destacando sus programas de capacitación continua y los planes de carrera, buscando fidelizar a una fuerza laboral que es cada vez más demandada por las empresas de servicios especializados que también orbitan alrededor del shale.
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Que las tres operadoras más grandes muevan el mercado laboral al mismo tiempo es una señal inequívoca de salud industrial. Vaca Muerta ya no solo exporta barriles, está exportando conocimiento y generando un ecosistema de empleo que es el motor de la Patagonia.
Para quienes formamos parte de esta industria, ver que se abren puertas a jóvenes profesionales es la mejor noticia: significa que hay relevo generacional para un proyecto que tiene décadas por delante. El desafío para las empresas ahora no es solo contratar, sino retener en un mercado donde la rotación es el principal enemigo de la eficiencia.
En una operación logística sin precedentes por su destino, se concretó el primer cargamento combinado de crudo proveniente de la Cuenca Neuquina y la Cuenca del Golfo San Jorge con destino a Hawái. El embarque, realizado desde la terminal de Puerto Rosales, consistió en un “blend” técnico que integra el liviano Medanito de Vaca Muerta con el pesado Escalante de Chubut.
Esta operación no solo destaca por la distancia recorrida hacia el Pacífico central, sino por la complementariedad de los crudos argentinos, que logran cumplir con las dietas específicas de refinerías internacionales que buscan optimizar la producción de destilados medios en mercados de alta exigencia.
La logística detrás del Pacífico: La carga se consolidó gracias a la ampliación de la capacidad de almacenamiento y despacho en la zona de Bahía Blanca. La terminal de Oiltanking operó como el nodo central para unificar la producción que llega vía oleoducto desde el shale neuquino y por vía marítima desde las costas chubutenses. Este tipo de cargamentos conjuntos permite a las operadoras locales prorratear costos logísticos y acceder a mercados que, de forma individual, serían difíciles de abastecer con eficiencia.
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Apertura de mercados estratégicos: Aunque Estados Unidos es un mercado habitual para el crudo argentino, el envío a Hawái representa un hito comercial. Las refinerías de la isla suelen abastecerse de crudos del sudeste asiático o de Alaska; que el petróleo nacional sea competitivo en esa zona del Pacífico confirma que la calidad del crudo de exportación de Argentina está ganando terreno global.
Para Chubut, representa un alivio para sus saldos exportables de Escalante, mientras que para Vaca Muerta es un paso más en su consolidación como proveedor energético confiable a nivel mundial.
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Ver el crudo de Vaca Muerta y Chubut navegando juntos hacia Hawái es la síntesis de una Argentina que empieza a pensar sus cuencas de forma integrada. No se trata solo de extraer, sino de saber vender y mezclar para capturar mejores precios en destinos remotos. Esta operación demuestra que, con la infraestructura de transporte adecuada en Puerto Rosales, el límite para nuestras exportaciones ya no es la geografía, sino nuestra capacidad de seguir escalando la producción.
Queda menos de un mes para una nueva edición del Future Energy Summit (FES) Argentina, y ya se han confirmado referentes de alto nivel del ecosistema energético regional. El evento se desarrollará los días 4 y 5 de marzo de 2026 en el Hotel Emperador de la ciudad de Buenos Aires, con una convocatoria que reunirá a las empresas más importantes del sector, funcionarios clave y organismos reguladores, en un momento de fuerte redefinición para el sistema energético nacional.
En esta ocasión, el FES se realizará en un contexto donde el país avanza hacia una apertura del mercado eléctrico, con la reducción del rol central de CAMMESA como único offtaker y un renovado protagonismo del Mercado a Término (MAT), lo que abre oportunidades para el financiamiento y desarrollo de nuevos proyectos a partir de contratos bilaterales.
Entre los speakers ya confirmados se encuentran ejecutivos de compañías globales con operaciones en el país y la región:
Martín Brandi, CEO de PCR;
Marcos Donzino, head of sales South America de JA Solar;
Camille Cruz, director business development de FlexGen;
Miguel Covarrubias, sales director LATAM en Jinko Solar
Oscar Aira, managing director Europe & Latin America en GameChange Solar.
El panel empresarial se completa con Alejandro Garín Odriozola, director de operaciones de Solar DQD; Gisele Battaiotto, wind and solar projects manager LATAM en Fortescue; Luiz Fernando Biagini, head of sales Cono Sur de Sungrow; Gustavo Marín Martínez, branch manager LATAM de APsystems; y Gonzalo Jurado, gerente técnico de TotalEnergies, entre otros.
Mientras que el sector público y organismos provinciales también representatividad durante diversos paneles de debate en los que se analizarán sus distintos roles en el camino de la transición energética, retos y oportunidades de mercado para desarrollar eólica, solar y el almacenamiento en el Cono Sur.
Durante dichos paneles estarán presentes figuras del sector como Juan Luchilo, gerente general de CAMMESA; Gustavo Báez, responsable de energías renovables de CAMMESA; Mauricio Bejarano, viceministro de Energía de Paraguay; Claudio Puértolas, presidente de EPEC Córdoba; María Cecilia Mijich, subsecretaria de energías renovables y eficiencia energética de Santa Fe; y Claudio Damiano, coordinador de Nuevas Tecnologías del Ente Nacional Regulador de Electricidad (ENRE).
A lo largo de las dos jornadas se desarrollarán paneles estratégicos sobre temas como: las perspectivas para la fotovoltaica y el almacenamiento, nuevos modelos de negocio para grandes energéticas, innovación tecnológica aplicada a proyectos renovables, tendencias en generación, transmisión y distribución. También se debatirá sobre el liderazgo tecnológico necesario para impulsar la construcción y operación de proyectos bajo el nuevo esquema competitivo.
En particular, se espera un balance de los resultados de la licitación AlmaGBA —que adjudicó 713 MW de BESS— y su posible réplica en futuras convocatorias a lo largo del país.
Además el gobierno de Argentina habilitó un modelo para que el sector privado construya las redes de transmisión, con repago garantizado a través de tarifas reguladas una vez que la obra esté operativa. Por lo que habrá alto nivel de debate sobre los nuevos esquemas previstos y cómo impactarán en el desarrollo de las renovables y sistemas BESS en el país.
Además, FES Argentina 2026 volverá a destacarse por sus espacios de networking de alto nivel, incluyendo un exclusivo desayuno VIP, donde empresas, inversores y autoridades podrán avanzar en negociaciones orientadas a la transición energética de la región.
Con la asistencia prevista de cientos de representantes del sector energético, el evento se posiciona como una plataforma clave para analizar el nuevo mapa energético argentino y su integración con el escenario regional.
México registró un avance significativo en su cartera de proyectos renovables durante los últimos dos meses: se tramitaron ambientalmente 2330 MW distribuidos en iniciativas fotovoltaicas y eólicas, según datos de la Dirección General de Impacto y Riesgo Ambiental (DGIRA), dependiente de la SEMARNAT.
El 85% del volumen corresponde a proyectos solares, consolidando su posición como la tecnología predominante del periodo. No obstante, el segmento eólico también mostró dinamismo, con propuestas relevantes como el Parque Eólico IGU, promovido por Atlantica Renewable Power México, con capacidad de 100 MW en Juchitán, Oaxaca.
Uno de los protagonistas clave es la Comisión Federal de Electricidad (CFE), que presentó dos proyectos fotovoltaicos de gran escala en el estado de Coahuila. El primero, Río Escondido, contempla 180 MW de potencia en terrenos anexos a la Central Termoeléctrica José López Portillo, el cual incluirá una subestación, sistema de almacenamiento, líneas de interconexión y una superficie de más de 260 hectáreas con vegetación de matorral espinoso tamaulipeco.
En paralelo, la CFE ingresó el proyecto Carbón II, también en Nava, Coahuila, con una propuesta de 400 MW en corriente alterna. El plan contempla una generación anual de 700 GWh, con una superficie afectada de más de 550 hectáreas de vegetación forestal, entre bosque de encino y matorral espinoso.
Otro desarrollo de gran envergadura es Rincón del Arco, un complejo solar en Mina, Nuevo León, promovido por Complejo Centella S.A. de C.V.. Este proyecto, aún en evaluación, proyecta 720 MW a desplegarse en dos fases con 1.545.990 paneles solares, ocupando casi 2.000 hectáreas y con una línea de transmisión de más de 32 metros de ancho de derecho de vía.
En Yucatán, se destacan tres proyectos: el Parque Solar Kukul de 71 MW en Ticul; el Parque Fotovoltaico Energías Renovables de México Cuatro de 90 MW en Sucilá; y La Sauceda Solar, de 124 MW en Guanajuato. Este último recibió recientemente autorización ambiental.
También avanza el Parque Cuquío, en Jalisco, promovido por Energías Renovables Venta III, con una potencia proyectada de 100 MW y un horizonte de operación de 30 años. En Zacatecas, Rancho Nuevo Solar S.A.P.I. de C.V. impulsa otra central de 80 MW con trámite aprobado.
El estado de Quintana Roo mostró movimiento tanto en solar como en eólica. Por un lado, se encuentra el Parque Solar Laguna OM, en Othón P. Blanco, con una potencia de 100 MW y una infraestructura robusta de subestaciones, caminos, estaciones meteorológicas y áreas de conservación. Por otro lado, el Parque Eólico Vientos del Caribe, desarrollado por Eólica del Rocío S.A. de C.V., proyecta 200 MW con una vida útil de 30 años.
En términos geográficos, Coahuila lidera el ranking de capacidad tramitada, con 580 MW de la mano de la CFE. Le sigue Nuevo León con 720 MW, Yucatán con 161 MW y Quintana Roo con 300 MW combinados en solar y eólico. Otros estados como Guanajuato, Jalisco, Oaxaca y Zacatecas también forman parte de este nuevo impulso renovable.
Además de la capacidad instalada, los proyectos revelan una tendencia clara: la inclusión de infraestructura complementaria como líneas de transmisión, sistemas de almacenamiento y subestaciones elevadoras, lo que permite anticipar que las empresas están apostando por proyectos más integrales y conectados al sistema nacional.
El análisis también muestra que los plazos de operación varían entre 1 año y 35 años, con muchos desarrollos programados para operar entre 25 y 30 años, reflejando planes de largo plazo con inversiones estructuradas.
Este crecimiento en tramitaciones ante SEMARNAT marca una señal positiva para el sector renovable mexicano, en un momento donde la necesidad de diversificación energética y reducción de emisiones es más urgente que nunca. Cabe recordar que, recientemente el Gobierno lanzó una convocatoria para privados en las que se adjudicaron 3.3 GW renovables y 1.2 GW de almacenamiento. El sector se encuentra a la espera de la segunda. Además, CFE anunció un plan para instalar 1500 MW renovables y de storage, entre los que se encuentra la ampliación de Puerto Peñasco.
Si todos estos proyectos se concretan, México podría sumar más de 2.300 MW adicionales de capacidad limpia, apuntalando su matriz con nuevas inversiones y tecnología de vanguardia.
Barbados dio un paso clave en su transición energética con el lanzamiento de una licitación para adjudicar 60 MW de potencia y 240 MWh de almacenamiento a través de sistemas BESS. El proceso recibió el respaldo de organismos multilaterales y despertó alto interés en el sector privado.
Más de 200 personas, en representación de más de 40 empresas, participaron en la conferencia preliminar organizada el pasado 23 de enero por el Gobierno, a través del Ministerio de Energía y Negocios, contando también con el apoyo del ente regulador Fair Trading Commission, de la Utility Barbados Light & Power, el BID, GEAPP, y el Banco Central de Barbados con el otorgamiento de una Garantía de Liquidez diseñada también por RELP.
El país venía de operar bajo un esquema de feed-in tariff sin antecedentes de competencia por precio. Este proceso marca un cambio estructural: por primera vez, se utilizarán mecanismos de adjudicación competitiva en el sector energético de la isla. Para ello, el Parlamento aprobó una nueva ley eléctrica y creó una regulación específica que habilita este tipo de contratación.
RELP (Renewables for all) fue el equipo técnico a cargo del diseño del proceso. La organización, creada en 2020 y financiada con aportes filantrópicos, ya había liderado el diseño del programa RenovAr en Argentina y acompañó recientemente una licitación solar en Jamaica, que alcanzó precios promedio de 60 USD/MWh. El segundo tramo competitivo en Jamaica será lanzado el 19 de marzo a través de un “Expression of Interest” como primer paso del proceso.
En Barbados, RELP elaboró los documentos técnicos, coordinó los estudios de red, definió el marco contractual y acompañó la adaptación regulatoria del país. La experiencia acumulada en la región les permite ahora, en forma conjunta con GEAPP, OOCUR -Organisation of Caribbean Utility Regulators-, CCREEE -Caribbean Centre for Renewable Energy and Energy Efficiency- y otras entidades relevantes de la región proyectar una licitación conjunta entre varios países caribeños.
El esquema contractual del proceso de BESS en Barbados incluye una Licencia de Almacenamiento, un Acuerdo de Almacenamiento con BLPC, un Acuerdo de Interconexión y una Garantía de Soporte de Liquidez otorgada por el Banco Central, que cubre hasta tres meses de pagos en caso de incumplimiento.
Las ofertas deberán presentarse antes del 6 de marzo a través del portal de compras electrónicas del Gobierno. Según lo previsto, la fecha podría postergarse por el calendario electoral.
Los proyectos deben utilizar baterías de fosfato de hierro y litio (LiFePO4) con eficiencia mínima del 85 %, disponibilidad del 95 % y capacidad de operar en modo isla. También se exigen tiempos de respuesta estrictos ante eventos de red.
Cada propuesta debe estar asociada a un sitio específico, con proyectos de hasta 20 MW de capacidad según las restricciones de capacidad de cada punto de interconexión que fueron publicadas y con un máximo a ser adjudicado de 30 MW por oferente; mientras que los contratos serán por 16 años con opción a extender por cinco más.
Además, se exige la presentación de un Plan de Desmantelamiento en los primeros 12 meses y un fondo asociado dentro de los 18 meses posteriores a la emisión de la licencia, por lo que los oferentes deberán acreditar experiencia en construcción y operación de proyectos similares.
La licitación no solo introduce almacenamiento a gran escala en la isla, sino que establece un nuevo estándar regulatorio y financiero en la región. Con herramientas bancables, respaldo institucional y participación creciente del mercado, Barbados se posiciona como referencia para otros países del Caribe que buscan avanzar en su transición energética.
Desde 2023 RELP trabaja en el Caribe, replicando esquemas competitivos para energías limpias y baterías en países con baja escala de mercado. “Hacemos lo mismo que hicimos para Argentina, pero gratis para los países”, explicaron desde la organización.
La experiencia acumulada en la región les permite ahora, en forma conjunta con GEAPP, OOCUR -Organisation of Caribbean Utility Regulators-, CCREEE -Caribbean Centre for Renewable Energy and Energy Efficiency- y otras entidades relevantes de la región proyectar una licitación conjunta entre varios países caribeños.
“En vez de seguir implementando individualmente haciendo lo mismo en cada país, comenzamos un proyecto de adquisiciones conjuntas y en paralelo -para los países del Caribe que quieran participar, denominada “Caribbean Aggregation Procurement Programme”, anticipo Ramiro Gómez Barinaga, Director Global de Country Delivery de RELP.
Conexión Energía dio inicio oficial a la construcción de la línea HVDC Kimal – Lo Aguirre, la primera infraestructura de corriente continua de alta tensión (HVDC) de Chile que conectará la región de Antofagasta con la Metropolitana a través de 1346 km de extensión.
El proyecto, considerado uno de los más ambiciosos en la historia de la transmisión chilena tiene el objetivo de resolver un problema estructural: la falta de capacidad para evacuar generación renovable hacia los centros de consumo.
“Hoy comienza una nueva etapa, más de 3 años de construcción donde la coordinación pública privada seguirá siendo clave para cumplir plazos, estándares y compromisos. La construcción de Kimal – Lo Aguirre no es un desafío menor”, manifestó Sebastián Fernández, gerente general de Conexión Energía, durante el acto de inicio de construcción.
“A diferencia de las líneas tradicionales en corriente alterna, la tecnología HVDC permite transmitir grandes bloques de energía a largas distancias con menores pérdidas eléctricas, mayor estabilidad del sistema, mejor control operacional y un uso más eficiente del territorio”, agregó.
La línea HVDC contará con una tensión de 600.000 voltios, una capacidad de transmisión de 3000 MW, y atravesará 28 comunas a lo largo de 5 comunas, con 2692 estructuras en total. Además, se instalarán dos subestaciones convertidoras en los extremos del trazado: una en Kimal (Antofagasta) y otra en Lo Aguirre (RM), las cuales serán esenciales para la operación del sistema.
“Esta línea no es solo la primera en corriente continua de alta tensión en el país, sino también el proyecto más extenso que se ha construido en Chile, probablemente el más desafiante en su geografía, y uno que nos posiciona a la vanguardia del sector de transmisión eléctrica en Latinoamérica”, sostuvo Fernández.
El proyecto Kimal – Lo Aguirre representa un paso firme hacia la descarbonización. La línea permitirá que la energía renovable generada en el norte llegue con mayor estabilidad al centro del país, acercando la meta de tener una matriz 100% limpia para 2050.
“Con la construcción y puesta en marcha del proyecto, se van a abaratar los costos porque llegará energía más barata desde el norte y que hoy no está disponible en el centro del país”, reconoció el biministro de Energía y Economía de Chile, Álvaro García.
Una historia de largo aliento
La trayectoria de Conexión Energía con este proyecto comenzó en 2022, con la conformación de su primer directorio. Ese mismo año se inició el estudio de impacto ambiental. En abril de 2023, la empresa estructuró un crédito verde de 480 millones de dólares, en el marco de una negociación voluntaria de 491 predios privados.
Ya para octubre de 2024, el proyecto fue ingresado formalmente al Sistema de Evaluación Ambiental (SEA), y en noviembre de 2025 obtuvo la Resolución de Calificación Ambiental (RCA).
Mientras que entre diciembre de ese año y enero de 2026 comenzaron a llegar los primeros containers con piezas de infraestructura a Puerto Angamos y San Antonio, lo que permitió iniciar la construcción en febrero del presente año.
Con una obra de esta envergadura, que apunta a transformar la infraestructura eléctrica nacional, Kimal – Lo Aguirre se instala como uno de los pilares clave para que Chile logre su transición energética. Y lo hace con tecnología de punta, una mirada integradora y una hoja de ruta que pone al país en línea con las exigencias de un sistema eléctrico moderno, sostenible y resiliente.
Petróleos Mexicanos (Pemex) oficializó su hoja de ruta en energías renovables hacia 2026 con proyectos concretos de generación eléctrica eólica marina, geotermia de alta entalpía e hidrógeno verde. La iniciativa marca un giro estratégico en el perfil de la compañía y busca insertarse en el nuevo mapa energético del país.
Entre los anuncios destacados, la petrolera detalló el uso de plataformas en desuso ubicadas en el Golfo de México para el despliegue de energía eólica offshore. “Tenemos un potencial de más de 2.500 millones de GW anuales en la zona de Campeche, con estudios de prefectibilidad ya concluidos”, precisó el director de la empresa, Víctor Rodríguez Padilla.
El anuncio sobre la incursión en la generación eólica marina cobra especial relevancia considerando el alto potencial del recurso offshore en México, con más de 11.000 km de litoral entre sus costas del Pacífico y el Golfo de México, y velocidades medias de viento superiores a los 7 m/s en aguas someras, de acuerdo con el Consejo Global de Energía Eólica (2024) y la Secretaría de Energía (2023). Estudios recientes proyectan que el país podría superar los 15 GW de capacidad eólica marina instalada, con el Istmo de Tehuantepec como una de las regiones más prometedora.
Además, Pemex desarrollará proyectos de hidrógeno verde producido con energía solar, junto con una línea de trabajo en biocombustibles, entre ellos la producción de bioetanol para mezclas con gasolina. También trabajará con geotermia, aprovechando el calor residual de pozos de alta temperatura para generar electricidad desde fuentes limpias y gestionables.
“Se trata de una visión integral que fortalece la soberanía energética, mejora la eficiencia, aprovecha mejor los activos existentes y contribuye a la sostenibilidad con una reducción gradual de la huella de carbono. No hablamos de proyectos en el aire, sino de iniciativas concretas ya funcionando”, expresó Rodríguez Padilla.
Los desarrollos se articulan con la Secretaría de Energía, el Instituto Mexicano del Petróleo, la UNAM, el Instituto Nacional de Electricidad y Energías Limpias (INEL) y LitioMX, en el marco de lo que el Ejecutivo define como una “transición energética ordenada, soberana y con justicia social”.
En el caso del hidrógeno verde, Pemex trabaja en conjunto con la Comisión Federal de Electricidad (CFE) para implementar esquemas de blending en turbinas de ciclo combinado, reduciendo así las emisiones de generación eléctrica sin modificar completamente la infraestructura existente.
A esto se suma un contexto dinámico: recientemente se adjudicaron3,3 GW de capacidad renovable y 1,2 GW en almacenamiento en la primera gran convocatoria, y la segunda ronda —que debía lanzarse en enero— aún no se ha concretado, lo que genera expectativa en el sector privado.
En paralelo, la CFE anunció un plan de 29.000 millones de pesos para incorporar más de 1.500 MW de nueva capacidad entre renovables y almacenamiento, fortaleciendo su rol como operador clave en la transición y siguiendo los lineamientos de la planeación vinculante.
En este escenario, el movimiento de Pemex aparece como una señal para el sector: la transformación energética ya no es solo un tema regulatorio o ambiental, sino una variable estructural del sistema energético mexicano, donde el despliegue real de proyectos marcará la diferencia entre liderazgo o rezago.
Con la mirada puesta en la escalabilidad, la fundaciónKara Solarplanea desplegar 100 “peque-peques eléctricos” y 25 estaciones de carga solar en la provincia de Pastaza durante los próximos tres años.
Aunque la visión de largo plazo es aún más ambiciosa: alcanzar 10.000 embarcaciones eléctricas navegando en la Amazonía para 2030, en un modelo de movilidad sustentable pensado desde el territorio.
Dichos barcos son ligeros, diseñados con un motor de 5 kW, equivalente a los clásicos a gasolina de 9 HP.
“Ya fabricamos estos motores pensados para la Amazonía y pronto ingresarán 10 unidades al territorio”, explicó Walter Washikiat, técnico solar de Motores Amazonas, empresa de sociedad anónima, que nace de Kara Solar para diseñar y producir los motores con tecnología avanzada propia adaptada a las condiciones del bosque tropical.
Esta hoja de ruta no parte de cero. Kara Solar ya desarrolló 12 embarcaciones comunitarias impulsadas por energía solar, actualmente en funcionamiento en Ecuador, Perú, Brasil, Surinam y las Islas Salomón. Los barcos, equipados con paneles solares en los techos o estaciones en tierra, transportan un promedio de 15 pasajeros y 1.200 kg de carga.
“Más que una solución energética, es una forma de frenar el avance de las carreteras que destruyen la selva”, manifestó Nantu Canelos, presidente de Kara Solar. El sistema evita el uso de gasolina, reduce el ruido y previene la contaminación de los ríos por lubricantes.
Solo en Ecuador, las embarcaciones recorren en promedio 423 km por mes. Este volumen de operación evita 6.500 galones de gasolina y 52 toneladas de CO₂ al año.
Para Canelos, “esto no es solo un discurso, sino un hecho que muestra que todo es posible en la Amazonía”.
Los equipos producidos por Motores Amazonas son simples, robustos, reparables y están pensados para operar en ambientes con alta humedad, lluvias intensas y difícil acceso.
Además de los barcos, el ecosistema incluye centros solares comunitarios, donde se realiza la recarga de baterías y se suministra energía a escuelas, centros de salud, turismo o monitoreo ambiental.
Para sostener esta expansión, Kara Solar capacitó a más de 50 técnicos indígenas calificados y a cientos de personas con formación básica. Son ellos quienes mantienen en funcionamiento los sistemas solares, embarcaciones y estaciones de carga.
Junto con diseñar motores eléctricos hechos para la selva, Kara Solar también está desarrollando modelos financieros accesibles para la Amazonía. A través del programa Ríos Solares, las comunidades acceden a los equipos mediante esquemas de pago a largo plazo, similares al leasing. Esto permite superar la barrera del capital inicial en territorios donde la liquidez es limitada.
Expansión regional y visión territorial
Kara Solar no se propone replicar su modelo de forma rígida. Al contrario, su expansión se basa en la adaptabilidad cultural y territorial, con participación directa de las comunidades.
“No lo imponemos: cada comunidad decide si quiere implementarlo”, afirmó Canelos.
El prototipo ya ha despertado interés en otros territorios y pueblos indígenas. La experiencia de las comunidades achuar —que participaron activamente en el diseño de los peque-peques eléctricos— se proyecta como una guía para nuevos despliegues en la región.
Canelos remarcó que para que esta expansión sea viable, es necesaria una articulación con el Estado.
“Así como se subsidia el transporte urbano, se deberían financiar sistemas fluviales sostenibles en territorios indígenas”, subrayó.
La movilidad fluvial solar no solo resuelve el transporte. También conecta servicios esenciales, facilita actividades productivas, fortalece la bioeconomía y evita la apertura de carreteras que llevan a la deforestación y ponen en riesgo los objetivos nacionales de biodiversidad y clima.
Más allá de lo técnico, la iniciativa tiene un trasfondo cultural profundo. “Kara significa sueño en nuestro idioma. El nombre viene de una visión ancestral: un pez eléctrico que navegaba nuestros ríos”, recordó el presidente. Hoy, esa visión ancestral toma forma en embarcaciones eléctricas que impulsan una transición energética desde y para la Amazonía.
La computación en la nube representa una de las tendencias tecnológicas más disruptivas para la industria del petróleo y gas, con una proyección de crecimiento global de más del 20% entre 2023 y 2028
La transformación digital del sector energético no solo implica modernizar equipos o mejorar procesos, sino también proteger los datos y sistemas que sostienen toda la operación. En Vaca Muerta, donde la complejidad operativa crece con cada sensor, pozo y ducto conectado a sistemas SCADA y telemetría, la ciberseguridad se ha convertido en un factor crítico para garantizar la continuidad y eficiencia de las operaciones más que nunca.
Según análisis de mercado, la computación en la nube representa una de las tendencias tecnológicas más disruptivas para la industria del petróleo y gas, con una proyección de crecimiento global de más del 20% entre 2023 y 2028. Esto responde a que múltiples organizaciones están trasladando cargas de trabajo que antes estaban en centros de datos locales hacia plataformas distribuidas con mayor resiliencia y capacidades de gestión centralizada.
Adopción de la nube
En Argentina, la adopción de la nube todavía tiene un amplio margen de crecimiento. Solo alrededor del 10% de las cargas de trabajo empresariales se encuentra actualmente en la nube, y de ese conjunto más de la mitad se ejecuta en AWS, el principal proveedor de infraestructura cloud. Este contexto refleja una oportunidad y al mismo tiempo un desafío para las empresas de Oil & Gas que buscan modernizarse manteniendo altos estándares de seguridad y disponibilidad.
Solo alrededor del 10% de las cargas de trabajo empresariales se encuentra actualmente en la nube
El riesgo de ciberataques, especialmente en sistemas críticos como los que controla SCADA, es una realidad creciente. Estudios técnicos han demostrado que las infraestructuras industriales conectadas, como las del petróleo y gas offshore, son cada vez más vulnerables a ataques que pueden tener impactos operativos, ambientales y financieros significativos si no se toman medidas de protección integrales.
La nube permite enfrentar estos riesgos con modelos de seguridad más robustos y centralizados. A diferencia de los sistemas locales, que requerían mantenimiento constante y eran difíciles de proteger de forma homogénea, las plataformas en la nube ofrecen mecanismos como cifrado, control de accesos con políticas dinámicas, auditorías y monitoreo continuo sin depender exclusivamente de personal in situ. Esta capa adicional de protección es fundamental para las operaciones energéticas distribuidas en territorio, donde un problema en una estación o un error de configuración puede generar consecuencias acumulativas que se traducen en miles de dólares de pérdida económica en cuestión de horas.
En este contexto, empresas especializadas en consultoría cloud como Teracloud han desarrollado metodologías específicas para el sector energético. Estas metodologías no se limitan a migrar sistemas, sino que integran desde el diseño de arquitectura segura hasta la implementación de políticas avanzadas de acceso, respaldo y recuperación de datos. La experiencia de Teraclouden industrias críticas permite que las compañías que operan en Vaca Muerta puedan diseñar con seguridad desde el primer día, sin tener que construir capacidades de seguridad desde cero.
Ciberseguridad
El impacto de este enfoque se observa en la menor exposición a amenazas digitales y en una mayor previsibilidad operativa. La nube convierte la ciberseguridad en un proceso contínuo, con herramientas que analizan patrones de uso, detectan comportamientos inusuales y generan alertas automáticas para acciones preventivas. Además, la automatización de políticas de seguridad permite que los equipos técnicos dediquen menos tiempo a tareas manuales y más a iniciativas de valor, como optimización de procesos o integración de inteligencia artificial.
La conversación con distintos expertos en la industria energética señala que la evolución en seguridad digital está directamente relacionada con la madurez de la operación cloud. Las organizaciones que dominan las capacidades de protección en la nube no solo reducen el riesgo de interrupciones, sino que también habilitan una base sobre la cual se pueden construir aplicaciones de analítica avanzada, controles predicativos y automatizaciones que trascienden lo reactivo.
Componente de negocio
Este enfoque integral se ha convertido en una prioridad estratégica. La ciberseguridad se ha desplazado del departamento de IT para convertirse en un componente de negocio, vinculado a métricas de producción, continuidad operativa y cumplimiento normativo. Hoy, proteger los datos y sistemas no es solamente evitar un ataque; es asegurar que la operación energética pueda seguir produciendo, planificando y respondiendo ante contingencias con el menor impacto posible.
Con una aceleración constante de la digitalización, la ciberseguridad en la nube seguirá evolucionando. Para las empresas del sector energético argentino, especialmente aquellas con operaciones en Vaca Muerta, la adopción de prácticas avanzadas de protección digital representa no solo una defensa ante amenazas externas, sino un habilitador para una operación más eficiente y resiliente ante las demandas del mercado global.
Desde Shell aseguraron que no existe ninguna decisión de vender o abandonar sus activos en la cuenca neuquina
El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, recibió este miércoles a representantes de Shell Argentina, quienes ratificaron que la compañía continuará en Vaca Muerta y que no existe ninguna decisión de vender o abandonar sus activos en la cuenca neuquina.
Durante la reunión, el presidente de Shell Argentina, Germán Burmeister, aclaró que las versiones difundidas en los últimos días no responden a la estrategia actual de la empresa. En ese sentido, señaló que la compañía sigue analizando oportunidades de desarrollo dentro del principal yacimiento no convencional del país.
Germán Burmeister, aclaró que las versiones difundidas en los últimos días no responden a la estrategia actual de la empresa
Operación en Vaca Muerta
La aclaración de Shell se dio luego de que trascendieran informaciones atribuidas a agencias internacionales que sugerían una revisión de los activos de la compañía en la Argentina, lo que había generado especulaciones sobre una eventual salida de Vaca Muerta.
Desde la gobernación neuquina, Figueroa destacó la importancia de la continuidad de Shell en la formación en un contexto marcado por el crecimiento de la producción de hidrocarburos, el incremento de las exportaciones y la consolidación de Neuquén como eje central del desarrollo energético nacional.
Shell participa en distintos proyectos estratégicos en Vaca Muerta, en asociación con otras operadoras, y forma parte del grupo de compañías internacionales que aportan al desarrollo tecnológico y productivo de los recursos no convencionales en la cuenca.
Figueroa destacó la importancia de la continuidad de Shell en la formación en un contexto marcado por el crecimiento de la producción de hidrocarburos
El acuerdo comercial anunciado entre Estados Unidos e India no es solo una cuestión de aranceles o diplomacia bilateral. En el fondo, toca uno de los nervios más sensibles del sistema energético global: el rol de Rusia como proveedor de petróleo y la forma en que los grandes importadores están empezando a reacomodarse alrededor del conflicto en Ucrania.
Donald Trump y Narendra Modi presentaron el entendimiento como un paquete amplio. Según la Casa Blanca, uno de los puntos clave es el compromiso indio de reducir —o directamente frenar— las compras de crudo ruso, a cambio de menores barreras para las exportaciones indias al mercado estadounidense. El mensaje político es claro, aunque su traducción al mercado real es bastante más compleja.
India no es un actor cualquiera. Es uno de los mayores importadores de petróleo del mundo y, desde 2022, se había convertido en el principal comprador marítimo de crudo ruso. La razón fue simple: descuentos muy agresivos sobre el Urals en un momento en que Moscú necesitaba colocar su producción a casi cualquier precio.
Ese esquema empezó a mostrar grietas. En diciembre de 2025, las importaciones indias de crudo ruso cayeron alrededor de un 22 % frente al mes anterior, hasta unos 1,38 millones de barriles diarios, el nivel más bajo en dos años. En paralelo, el petróleo de la OPEP volvió a ganar peso en la canasta india y alcanzó su mayor participación en casi un año. Rusia siguió siendo el principal proveedor individual, pero la distancia con Irak y Arabia Saudita se achicó de forma evidente.
Ahora bien, nadie en el mercado espera un corte limpio y rápido. Hay contratos firmados, compromisos logísticos y, sobre todo, una cuestión técnica: muchas refinerías indias están diseñadas para procesar crudos pesados y baratos. El petróleo ruso encaja casi a la perfección en ese perfil. Por eso, incluso con presión política, lo más probable es una transición lenta, no una ruptura.
Desde Washington, el acuerdo forma parte de una jugada más grande. Reducir los ingresos petroleros rusos —que siguen siendo una fuente clave de financiamiento— y, al mismo tiempo, ganar espacio para el crudo estadounidense en Asia. Algunas estimaciones apuntan a que Estados Unidos podría llegar a cubrir cerca del 10 % del suministro indio, aunque eso no necesariamente implique reemplazar directamente al Urals. En muchos casos, el ajuste vendría por el lado de crudos ligeros africanos.
El entendimiento también incluye un paquete más amplio de compras energéticas y no energéticas. Más petróleo y combustibles desde Estados Unidos, y la posibilidad de sumar crudo venezolano como parte de la estrategia india de diversificación. No es una apuesta ideológica, sino una lógica de riesgo: no depender demasiado de un solo proveedor en un mundo cada vez más inestable.
Aun así, el vínculo energético entre India y Rusia está lejos de desaparecer. Algunas refinadoras indias mantienen lazos profundos con activos rusos. Nayara Energy, participada por Rosneft, opera prácticamente solo con crudo ruso. Empresas estatales como ONGC, Oil India o Indian Oil Corp siguen teniendo participaciones en proyectos petroleros en Rusia, cuyos dividendos hoy están en gran parte atrapados por las restricciones financieras internacionales.
En ese marco, el acuerdo con Estados Unidos no marca un quiebre inmediato, sino un reacomodamiento. India gana margen de negociación y opciones de suministro, mientras intenta no dinamitar una relación que todavía le resulta conveniente. El resultado final no será una línea recta, sino una serie de movimientos graduales, con avances, retrocesos y bastante pragmatismo de por medio.
El CEO global de Shell,Wael Sawan, desmintió las versiones sobre una posible venta de activos de la Compañía en Vaca Muerta y una salida de Argentina.
La desmentida pública vino a ocurrir pocas horas después de que el gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, recibiera (el miércoles 4), a representantes de Shell Argentina SA, quienes ratificaron que la compañía continuará en Vaca Muerta y que no existe ninguna decisión de vender o abandonar sus activos en la cuenca neuquina.
Durante dicho encuentro, el presidente de Shell Argentina SA, Germán Burmeister remarcó que las versiones difundidas en contrario no responden a la estrategia actual de la compañía, que continúa analizando oportunidades de desarrollo dentro del yacimiento no convencional más importante del país.
La desmentida se produjo luego de que trascendieran informaciones atribuidas a agencias internacionales que sugerían una revisión de los activos de Shell en Argentina.
El gobernador destacó la importancia de la continuidad de Shell en Vaca Muerta, en un contexto de crecimiento de la producción, incremento de exportaciones y consolidación de Neuquén como eje central del desarrollo energético nacional.
Shell participa en distintos proyectos estratégicos en la formación, en asociación con otras operadoras, y forma parte del grupo de compañías internacionales que contribuyen al desarrollo tecnológico y productivo de los no convencionales, destacó el gobierno neuquino.
Shell encaró su participación en Vaca Muerta en 2012, y es uno de los principales operadores de shale oil en dicha formación No Convencional (quinta productora de crudo en Argentina), con foco en bloques de alta productividad como Sierras Blancas, Cruz de Lorena, y Coirón Amargo Suroeste (con 90 % de participación en cada una y 10 % de GyP Neuquén) y Bajada de Añelo (50 por ciento, asociada a YPF).
También está asociada con otras compañías – Total, PAE, YPF, Vista- en otras área No Convencionales (La Escalonada 45 %, Rincón de la Ceniza 45 %, Bandurria Sur 30 % Acambuco 22,5 %) en las cuales no es la operadora.
El CEO global de Shell,Wael Sawan, formuló la desmentida de las versiones durante la conferencia con inversores y analistas posterior a la presentación de resultados del primer trimestre de 2026. Sawan calificó los rumores como “fake news”.
El Mercado Electrónico del Gas (MEGSA) realizó una Subasta solicitada por CAMMESA para el abastecimiento interrumpible de gas natural a usinas generadoras para el período 16/02 al 01/03/2026 en la que podían participar Productores en general y Comercializadores.
Se recibieron 42 ofertas para abastecer un volumen total de 37,4 millones de metros cúbicos día, con Precios Promedio Ponderados de u$s 2,27 el Millón de BTU en el PIST, y u$s 2,92 el MBTU puesto en el GBA.
Los precios en el PIST variaron desde u$s 1,24 hasta u$s 2,52 el MBTU, en tanto que los precios del gas puesto en el GBA variaron desde u$s 1,92 hasta u$s 3,41 el MBTU.
Desde Santa Cruz se formularon 6 ofertas por un total de 3,8 MMm3/día. Desde Neuquén las ofertas fueron 16 y el volumen totalizó 18,4 MMm3/día. Desde Tierra del Fuego llegaron 10 ofertas y totalizaron un volumen de 9,1 MMm3/día. Desde Chubut las ofertas fueron 4 y el volumen 3,8 MMm3/día. Y desde la Cuenca Noroeste se realizaron 6 ofertas por un volumen total de 2,3 MMm3/día.
Shell se había sumado al proyecto de YPF en diciembre de 2024.
Wael Sawan, CEO de Shell, y Sinead Gorman, el CFO, desmintieron este jueves que la petrolera mantenga negociaciones para la venta de sus activos en Vaca Muerta, tal como se había informado la agencia Reuters el 22 de enero. Lo hicieron en la presentación de resultados trimestrales en la cual Sawan calificó la versión como «fake news».
«Corrijan ese artículo falso que se publicó», lanzó Sawan ante la consulta de los inversores, delegando luego la palabra en Gorman. La directora financiera reforzó la postura oficial: «Yo también leí ese artículo. No creo que hayamos dicho nada sobre ese activo concreto en este momento. De hecho, leí muchas cosas en el periódico sobre otros activos que, al parecer, también estamos vendiendo y de los que yo no tenía conocimiento«.
A pesar de la desmentida y si bien ratificaron la permanencia en Vaca Muerta, los ejecutivos aclararon que la compañía analiza permanentemente oportunidades para invertir su capital de forma sensata. En ese sentido reafirmaron que la cartera de activos siempre está bajo revisión para maximizar el valor de la empresa.
«Analizaremos cada oportunidad para invertir nuestro capital con sensatez y maximizar el valor. Así que no tenemos vacas sagradas«, aseguró Gorman al referise no sólo a las versiones de venta en Vaca Muerta sino también a la continuidad del desarrollo LNG Canadá.
Sin embargo, el respaldo a la operación local se explicitó cuando Sawan comparó el desempeño en la Argentina con sus proyectos estrella en el exterior. «Hemos seguido perfeccionando nuestras fortalezas en áreas como el no convencional. Miren lo que estamos haciendo en Groundbirch (Canadá) y miren lo que estamos haciendo en Vaca Muerta«, destacó el CEO, ubicando al activo neuquino como uno de los valores de la compañía.
La posición en la Argentina
La petrolera cuenta con un portfolio activo en el no convencional con participación mayoritaria en los bloques Cruz de Lorena, Sierras Blancas y Coirón Amargo Suroeste como operador, en Bajada de Añelo en sociedad con YPF y una participación menor en Bandurria Sur.
Con 112 años de trayectoria en la Argentina, Shell se consolida como la quinta productora de crudo en el país y la cuarta dentro de los límites de Vaca Muerta, solo superada por YPF, Vista y Chevron. La aclaración de la compañía llega a poco de concretarse otra venta de activos de importancia como los que poseía la noruega Equinor en la formación.
Los rumores sobre la supuesta salida de Shell de Vaca Muerta se multiplicaron a partir de una nota periodística, a pocas semanas de confirmarse que la empresa no participará de manera inmediata del megaproyecto de Gas Natural Licuado (GNL) que lidera YPF.
Shell y el balance 2025
La conducción de Shell presentó un cierre de ejercicio 2025 caracterizado por el cumplimiento anticipado de metas estratégicas y una profunda reconfiguración de su portafolio. Bajo una premisa de disciplina fiscal, la compañía logró lcanzar ahorros estructurales por u$s5.100 millones, cumpliendo tres años antes de lo previsto con el objetivo fijado para 2028.
Esta solidez financiera permitió a la petrolera sostener su compromiso con los inversores, situándose en el rango superior de su meta de distribución al repartir entre el 40% y el 50% del flujo de caja operativo (CFFO). En este sentido, la empresa proyecta un nuevo programa de recompra de acciones por u$s3.500 millones para el inicio de 2026, respaldado por ganancias ajustadas que alcanzaron los u$s18.500 millones durante el último año.
La estrategia operativa se desplazó hacia la generación de «valor sobre volumen». Shell priorizó márgenes altos, impulsada principalmente por el segmento del Gas Natural Licuado (GNL), cuyas ventas crecieron un 11% gracias a la puesta en marcha de operaciones en LNG Canada.
En paralelo, la firma avanzó en una depuración de su cartera de upstream, completando la desinversión en Nigeria y la venta de activos en Singapur para concentrar sus esfuerzos en proyectos de aguas profundas en la Argentina, Brasil y el Golfo de México.
En materia de sostenibilidad, Shell ajustó su enfoque hacia inversiones con retornos claros, destinando cerca de u$s15.000 millones a soluciones de baja emisión entre 2023 y 2025. Los resultados operativos reflejan una reducción del 18% en las emisiones de alcance 3 y la eliminación total de la quema rutinaria de gas (flaring) en sus exploraciones.
El segmento de chemicals se mantiene como el punto de mayor desafío del balance debido a los bajos márgenes globales, reportando pérdidas que obligarán a una reestructuración profunda en 2026. El objetivo para el próximo año será alcanzar la neutralidad del flujo de caja en esta unidad, incluso bajo condiciones de mercado adversas.
El Canciller Quirno y el Vicesecretario de Estado Christopher Landau suscribieron un acuerdo de minerales críticos.
El gobierno de los Estados Unidos suscribió este miércoles con Argentina y otros países, una serie de acuerdos que apuntan hacia el proyecto de una zona comercial preferencial para minerales críticos, en el marco de la Cumbre Ministerial de Minerales Críticos convocada por el Departamento de Estado de EE.UU. en Washington.
Entre los compromisos más relevantes figuran un acuerdo tripartito con Japón y la Unión Europea para explorar untratado comercial plurinacional, iniciativa que oficiaría como plataforma para la creación de la zona comercial preferencial, y un Plan de Acción con México.
La Cancillería argentina, por su parte, informó la firma de un Instrumento Marco para el Fortalecimiento del Suministro en Minería y Procesamiento de Minerales Críticos que ratifica la asociación estratégica y el «compromiso con el desarrollo de un suministro seguro, resiliente y competitivo».
Por su lado, la Embajada de los EE.UU. en la Argentina agregó que «ambos países movilizarán el apoyo de los gobiernos y del sector privado mediante subvenciones, garantías, préstamos e inversiones de capital para impulsar proyectos de minería y procesamiento».
También precisó que implementarán medidas para «establecer mercados de alto estándar con marcos de precios de referencia que protejan frente a políticas no basadas en el mercado y prácticas comerciales desleales».
Argentina y EE.UU. se comprometieron a «identificar conjuntamente proyectos prioritarios y facilitar su financiamiento en un plazo de seis meses, creando una asociación sostenible de largo plazo basada en precios justos de mercado».
El acuerdo suscrito entre el canciller argentino, Pablo Quirno, y el vicesecretario de Estado, Christopher Landau, se monta sobre la base de un memorando de entendimiento (MoU) sobre minerales críticos firmado en agosto de 2024.
Argentina es el quinto productor mundial de litio, uno de los minerales críticos de mayor demanda. En efecto, al menos un 30% de las importaciones de litio en los EE.UU. actualmente provienen de la Argentina.
EE.UU.: qué acuerdos en minerales críticos suscribió
Delegaciones de un total de 54 países y de la Unión Europea asistieron a la Cumbreo que contó con la presencia del vicepresidente, J.D. Vance, y el secretario de Estado, Marco Rubio.
Los funcionarios anunciaron que la intención última de los acuerdos es crear una zona comercial preferencial de minerales críticos. Las empresas de los países que formen parte de esta área comercial tendrán acceso a precios mínimos para blindar a las inversiones en los proyectos mineros de cualquier volatilidad en los precios internacionales.
Por el lado del continente americano participaron delegaciones de la Argentina,Bolivia, Brasil, Canadá, la República Dominicana, Ecuador, México, Paraguay y Perú.
Otros países relevantes que estuvieron presentes fueron Japón, Australia, Reino Unido, Francia, Alemania, Italia, Países Bajos, Marruecos, República Democrática del Congo, Qatar, Arabia Saudita, Emiratos Árabes Unidos, Israel, Corea del Sur y Uzbekistán.
El Departamento de Estado notificó la firma de un total de once nuevos marcos bilaterales sobre minerales críticos o MoU con países como la Argentina, las Islas Cook, Ecuador, Guinea, Marruecos, Paraguay, Perú, Filipinas, los Emiratos Árabes Unidos y Uzbekistán.
Acuerdo tripartito con la Unión Europea y Japón
EE.UU. busca crear una cadena internacional de suministro de minerales críticos independiente del control de China.
Sin embargo, el acuerdo más relevante que avanza en la dirección de la creación de la zona comercial preferencial fue suscrito entre la Oficina del Representante Comercial de los EE.UU., la Comisión Europea (el poder ejecutivo de la U.E.) y Japón.
El acuerdo señala el desarrollo de Planes de Acción para la resiliencia de la cadena de suministro de minerales críticos. Los firmantes desarrollarán políticas y mecanismos comerciales coordinados, como precios mínimos ajustados en frontera, que puedan mitigar las vulnerabilidades de la cadena. En ese sentido, EE.UU. y la U.E. se comprometieron en un plazo de no más de 30 días a firmar un MoU destinado a impulsar este objetivo.
El objetivo es poder avanzar hacia un tratado comercial plurilateral, abierto a la incorporación de más países. “A través del desarrollo de estos Planes de Acción, sentaremos las bases para un acuerdo plurilateral vinculante sobre el comercio de minerales críticos con socios afines», dijo el representante comercial de los EE.UU., Jamieson Greer.
En paralelo, Greer anunció que acordó con México un Plan de Acción para avanzar también hacia un comercio preferencial respaldado por precios mínimos y otras medidas. En ese sentido, ambos países se comprometieron a identificar proyectos específicos de minería, procesamiento y producción de minerales críticos de interés mutuo dentro de sus países o en terceros países.
El Departamento de Estado justificó la firma de todos estos acuerdos sobre la base de que el mercado de minerales críticos y tierras raras «está altamente concentrado, lo que lo convierte en una herramienta de coerción política y de disrupción en la cadena de suministro», en clara alusión a China.
Durante décadas, los sectores de agua y energía fueron analizados, regulados y gestionados como mundos separados. Sin embargo, esa frontera hoy se diluye aceleradamente. En el contexto de la transición energética, la presión climática, el aumento de los costos operativos y las crecientes exigencias de sostenibilidad, las empresas de agua están dejando de ser meras consumidoras intensivas de energía para convertirse en productoras, gestoras y, en algunos casos, competidoras directas de las empresas energéticas.
El agua no solo es un recurso crítico para la producción de energía, sino que es una plataforma energética. Y las operadoras de agua —altamente dependientes de la energía para bombear, potabilizar, tratar y distribuir— lo han entendido antes que muchos otros sectores.
Este peso energético explica por qué, desde hace años, las utilities hídricas lideran inversiones en eficiencia energética, digitalización e investigación aplicada, con un objetivo claro: reducir costos, emisiones y dependencia externa. En Argentina se destaca el caso de AySA, que está entre las primeras 5 empresas con mayor consumo energético a nivel nacional y entre las primeras 2 en la Ciudad de Buenos Aires.
El paso siguiente ya está en marcha: producir su propia energía, alcanzar el autoabastecimiento y vender excedentes al sistema, generando nuevas fuentes de ingresos.
Gonzalo Meschengieser, CEO de la Cámara Argentina del Agua.
Las experiencias de Medellín y Europa
Un caso paradigmático es el de Empresas Públicas de Medellín (EPM). Nacida como una empresa de servicios públicos integrados, EPM es hoy uno de los conglomerados más relevantes de América Latina en agua, saneamiento, energía y telecomunicaciones. Si bien su negocio energético tiene un fuerte anclaje en la hidroelectricidad, en los últimos años ha avanzado decididamente en la valorización energética del agua y los residuos asociados al ciclo urbano.
En la planta de tratamiento de aguas residuales Aguas Claras, EPM produce biogás a partir de lodos, utilizado para generación eléctrica y térmica, con proyectos en marcha para escalar hacia hidrógeno verde y otros vectores energéticos. En términos de ingresos consolidados, el negocio energético de EPM ya iguala al del agua potable y saneamiento, ilustrando con claridad cómo una empresa de agua puede transformarse en un actor energético de peso.
En Europa, este modelo se replica con matices. Utilities como Veolia, SUEZ o Aguas de Barcelona (Agbar) operan miles de plantas de tratamiento que funcionan como verdaderas biofactorías, generando electricidad, calor y biometano. En países como Alemania, Dinamarca y Países Bajos, no es excepcional encontrar empresas de agua que producen más energía de la que consumen, inyectando excedentes a la red o firmando contratos de venta de largo plazo.
Las tecnologías que utilizan las empresas de agua
El avance de las empresas de agua sobre el terreno energético se apoya en diversas tecnologías y enfoques:
Biogás y biometano Las plantas de tratamiento de aguas residuales son hoy uno de los principales focos de innovación. La digestión anaeróbica de lodos permite producir biogás que se transforma en electricidad, calor o biometano para inyección en redes de gas o uso vehicular.
Hidropower más allá de las grandes represas Cobra fuerza la hidroelectricidad integrada a infraestructuras existentes: acueductos, plantas potabilizadoras y redes de distribución. Microturbinas instaladas en puntos de presión convierten energía antes desperdiciada en electricidad limpia y predecible.
Hidrógeno verde El hidrógeno vuelve a colocar al agua en el centro del sistema energético. Las empresas de agua aportan calidad, seguridad de suministro y experiencia operativa en proyectos de electrólisis, especialmente en regiones con estrés hídrico donde el agua es un factor limitante.
Energía del mar En zonas costeras, algunas operadoras comienzan a involucrarse en proyectos de energía mareomotriz, undimotriz y de gradiente salino, donde el agua es simultáneamente recurso, medio y vector energético.
Agua y energía nuclear Incluso en el sector nuclear, el agua es crítica para refrigeración, seguridad y eficiencia térmica, y en varios países las empresas de agua participan activamente en su gestión y tratamiento.
Este acercamiento entre agua y energía no es nuevo si se observa la historia. Muchas empresas y cooperativas nacieron para brindar simultáneamente agua, electricidad y otros servicios públicos, especialmente a nivel municipal. En varios casos, también incorporaron comunicaciones y datos, anticipando el concepto actual de infraestructura crítica integrada.
La convergencia agua-energía también se juega en la frontera científica y tecnológica. Algunas líneas de investigación clave incluyen:
Energía azul, basada en el aprovechamiento del gradiente salino entre agua dulce y salada.
Micro-hidropower de ultra baja caída, diseñada para redes urbanas sin alterar el servicio.
Plantas de agua como nodos energéticos inteligentes, capaces de operar de forma flexible según precios eléctricos y demanda.
Integración agua-energía-datos, usando inteligencia artificial para optimizar simultáneamente caudales, consumo y generación.
Nuevos sistemas de almacenamiento energético basados en agua, como centrales hidroeléctricas reversibles de nueva generación.
Hablar hoy de agua sin hablar de energía —y viceversa— es conceptualmente incompleto. Las empresas de agua ya no son actores pasivos del sistema energético: son innovadoras, productoras y, cada vez más, competidoras. Comprender esta transformación es clave para reguladores, inversores y gobiernos. El futuro no será de agua o energía. Será, necesariamente, de agua y energía, integradas, inteligentes y estratégicamente gestionadas.
* CEO de la Cámara Argentina del Agua. Médico Sanitarista MN 117.793.
Argentina fue el quinto productor global de litio en 2024. El país destaca por la extracción de carbonato de litio de salmueras.
Los recursos mineros de la Argentina ubican al país como un productor referente en minerales críticos y potencialmente también en tierras raras. Se trata de minerales como el litio y el cobre que están siendo disputados por las principales potencias económicas del mundo por su rol clave en las industrias tecnológicas y para la transición energética.
La Agencia Internacional de Energía (IEA por sus siglas en inglés) define a los minerales críticoscomo minerales y metales no combustibles que son esenciales para el crecimiento económico, la seguridad nacional y la transición hacia energías limpias, pero que son altamente vulnerables a las interrupciones en la cadena de suministro.
Las potencias económicas como Estados Unidos, China y la Unión Europea pujan por el acceso y control del suministro de estos recursos dada su relevancia industrial.
Minerales críticos y tierras raras: cuáles son y cómo son definidos
Los minerales críticos incluyen metales como el cobre, esencial para la conductividad eléctrica, y el litio, la principal materia prima en las baterías de iones de litio que habilitan la movilidad eléctrica como creciente alternativa a los motores a combustión.
Por otro lado, las tierras raras son un grupo de 17 elementos químicos como el neodimio, el lantano y el disprosio. Son materias primas que destacan por sus capacidades magnéticas, luminiscentes y electroquímicas únicas. Por ejemplo, el neodimio y el disprosio son fundamentales en la fabricación de imanes para motores de vehículos eléctricos y aerogeneradores.
A pesar de su nombre, las tierras raras no son escasas pero se suelen encontrar dispersas en proyectos mineros, por lo que son difíciles de encontrar en concentraciones explotables y de refinar para obtener materia prima industrializable.
Cada país define qué minerales y metales son estratégicos. El Servicio Geológico de Estados Unidos (USGS), dependiente del Departamento de Interior, actualiza cada cierto tiempo el listado oficial de minerales críticos utilizando métodos para evaluar cómo las interrupciones en el suministro de minerales podrían afectar la economía y la seguridad nacional de EE.UU.
La lista actualizada en 2025 totaliza 60 minerales críticos y tierras raras, con nuevos integrantes como el boro, cobre, plomo, carbón metalúrgico, fosfato, potasa, renio, silicio, plata y uranio.
¿Qué países lideran el mercado de minerales críticos?
En el mercado del cobre, el liderazgo es indiscutiblemente latinoamericano. Chile se mantiene como el mayor productor mundial, aportando cerca de un tercio del total, seguido por la República Democrática del Congo y Perú.
Por su parte, en litioes Australia quien encabeza la producción global mediante la extracción en roca dura. Otros productores relevantes son Chile y Argentina, que dominan la producción de carbonato de litio a partir de salmueras. Junto a Bolivia conforman el famoso «Triángulo del litio«, un área que concentra el 58% de los recursos mundiales de litio.
El escenario de las tierras raras, por otra parte, está mucho más concentrado y genera mayores tensiones. Chinano solo posee las mayores reservas del mundo, con aproximadamente el 44% del total, sino que ostenta un cuasi-monopolio en la capacidad de refinación, controlando cerca del 85% del procesamiento global de tierras raras.
Otros actores como Australia y Estados Unidos han incrementado su producción de tierras raras, pero todavía dependen de la infraestructura china para las etapas finales de separación y refinamiento.
Minerales críticos y el rol de Argentina
Portfolio de proyectos mineros de litio y cobre en la Argentina.
Argentina destaca por sus cuantiosos recursos metalíferos aún sin explotar y que incluyen especialmente a minerales críticos como el litio y el cobre. En menor medida también posee recursos de uranio. Los recursos son estimaciones a partir de mediciones e inferencias, mientras que las reservas son recursos efectivamente comprobados.
La Secretaría de Minería de la Nación actualizó en 2025 la base oficial de Recursos y Reservas Minerales de Argentina, reportando las siguientes cifras:
-Litio: 197,9 millones de toneladas de recursos y 18,6 millones de toneladas en reservas.
-Cobre: 116 millones de toneladas de recursos y 17,1 millones de toneladas en reservas.
-Uranio: 36.483 toneladas en recursos.
En total a nivel país se computabilizan 310 proyectos de minería metalífera de los cuales 228 están dedicados a los minerales principales: oro, plata, litio y cobre. Dentro de ese universo, 24 se encuentran en producción y 28 están cerca de comenzarla.
En los últimos tiempos, Argentina se perfiló como un actor protagónico en la producción mundial de litio, posicionándose como el quinto mayor productor de litio del mundo en 2024, según un reporte de la Secretaría de Minería. En la próxima década, según distintos organismos especializados, Argentina podría llegar a convertirse en el segundo mayor productor de litio del mundo.
Estas previsiones se fundamentan, entre otras razones, en la existencia de cuantiosos recursos y reservasde litioen el país (20,0% y 13,3% del total mundial respectivamente), un elevado presupuesto de exploración (11,4% del presupuesto global de litio), un conjunto de seis proyectos de litio en operación y 15 en diferentes etapas avanzadas y con costos competitivos en relación a sus competidores (menores a los USD 10.000 por tonelada).
En cobre, que la Argentina prácticamente dejó de producir en 2018 (solo produce un volumen muy marginal) destacan proyectos de gran escala como Los Azules, Josemaría y Filo del Sol (Vicuña), El Pachón, El Altar en San Juan; Taca Taca en Salta; Mara (Minera Agua Rica – Alumbrera) en Catamarca; y San Jorge en Mendoza.
En un movimiento orientado a despejar cualquier incertidumbre sobre el proceso licitatorio más importante del sector, el presidente del Grupo Techint brindó detalles exhaustivos sobre la posición de la compañía en la provisión de tubos para la expansión del sistema de gasoductos de Vaca Muerta.
La aclaración surge en un momento crítico, donde la celeridad en la ejecución de las obras y la transparencia en los costos son seguidas de cerca tanto por el Gobierno como por el mercado internacional. Techint reafirma que su oferta técnica y económica responde a estándares globales de competitividad, subrayando el rol estratégico de la industria metalmecánica nacional en el autoabastecimiento energético.
Competitividad y estándares internacionales: Desde la conducción de Techint se enfatizó que la cotización presentada para la provisión de cañerías de gran diámetro contempla no solo el costo de los materiales, sino la garantía de entrega en plazos extremadamente ajustados y la calidad técnica requerida para el transporte de gas a alta presión.
La compañía sostiene que el valor de sus productos es plenamente competitivo frente a opciones de importación, con el valor agregado de la logística local y el soporte de ingeniería que solo una planta instalada en el país puede ofrecer para obras de esta magnitud.
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Transparencia en el proceso licitatorio: El grupo busca desactivar cualquier polémica respecto a su posición dominante en el mercado de tubos con costura. La explicación detallada de los costos de los insumos (especialmente el acero internacional) y de la estructura de precios busca llevar claridad a los organismos de control y a las operadoras que financian el proyecto.
Para Techint, la transparencia es fundamental para asegurar que las próximas etapas del plan de transporte de gas avancen sin impugnaciones legales que puedan retrasar la evacuación del shale gas neuquino.
El impacto en la soberanía energética: Más allá de la cuestión comercial, la postura de Techint pone sobre la mesa el debate sobre el contenido nacional en las grandes obras de energía. La empresa argumenta que contar con una cadena de suministro local robusta es la única garantía de cumplimiento ante la volatilidad de los mercados globales.
La finalización de las nuevas etapas del gasoducto depende de una sincronización perfecta entre la producción de acero y la obra civil; en ese esquema, la capacidad industrial de Techint se presenta como el pilar necesario para que Vaca Muerta cumpla su promesa de exportación masiva.
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Cuando Techint habla, el sector escucha. Este análisis no es solo sobre caños, es sobre las reglas de juego del desarrollo argentino. Que el principal actor industrial salga a explicar su posición en la licitación es una señal de madurez y de la importancia que tiene este proyecto para el país.
En un año donde la infraestructura es el gran desafío, la alineación entre los proveedores estratégicos y los objetivos del Estado es lo que determinará si Argentina logra, finalmente, dar el salto exportador que todos esperamos.
El Vicepresidente de Upstream de Pan American Energy (PAE), Ernesto Díaz, lanzó una definición contundente sobre el presente y el futuro del shale argentino: “Vaca Muerta no es para tibios”. En una entrevista que marca el pulso de la industria, el ejecutivo de la mayor petrolera privada del país enfatizó que el desarrollo masivo de los recursos no convencionales exige una determinación férrea, inversiones de capital sostenidas y una visión de largo plazo que no se detenga ante la volatilidad coyuntural.
Para Díaz, Argentina tiene una ventana de oportunidad única que requiere audacia operativa y un compromiso inquebrantable con la eficiencia para competir en los mercados globales.
Inversión y riesgo en el corazón del shale: La frase de Díaz resume la filosofía de PAE en la Cuenca Neuquina; la escala necesaria para que Vaca Muerta sea rentable requiere tomar riesgos que solo las compañías con músculo financiero y técnico pueden afrontar.
El directivo destacó que la empresa mantiene un ritmo de perforación y completación agresivo, enfocado en maximizar la producción de petróleo. Según Díaz, los resultados récord que se observan hoy son fruto de decisiones tomadas años atrás, reafirmando que en el upstream, la tibieza se traduce en pérdida de competitividad.
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Los cuellos de botella infraestructura y equipos: A pesar del optimismo, el ejecutivo no esquivó los desafíos técnicos. Identificó la disponibilidad de sets de fractura y la capacidad de evacuación (ductos) como los límites reales que la industria debe superar de forma coordinada.
Díaz sostuvo que para dar el siguiente salto productivo, no alcanza con la voluntad de una sola empresa, sino que se requiere una sincronización de toda la cadena de valor y políticas que garanticen la estabilidad de las reglas de juego para atraer el financiamiento masivo que proyectos de esta envergadura demandan.
Eficiencia operativa como estándar global: PAE ha logrado perforar pozos con ramas laterales cada vez más extensas y en menores tiempos, un logro que Díaz atribuye a la curva de aprendizaje y a la integración de tecnología de punta.
Para el VP de Upstream, alcanzar estándares globales no es una opción sino una necesidad: si el barril de Vaca Muerta no es competitivo en costo frente al de otras cuencas internacionales, la inversión migrará. Por eso, el mensaje hacia adentro del sector es claro: la profesionalización y la audacia deben ir de la mano.
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La declaración de Ernesto Díaz es una inyección de realismo y adrenalina para el sector. Vaca Muerta ya no es un proyecto de laboratorio; es una industria pesada que requiere jugadores decididos. Cuando un referente de PAE dice que no hay lugar para tibios, le está hablando a toda la cadena de valor, desde los proveedores de servicios hasta los decisores políticos. Es un recordatorio de que, en la carrera por la energía, los que dudan se quedan afuera.
El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, calificó como “bueno para Neuquén y bueno para la Argentina” el proceso de desinversión de YPF en activos no estratégicos y subsidiarias como Metrogas. Para el mandatario provincial, la decisión de la petrolera de bandera de concentrar todo su capital y capacidad operativa en el desarrollo del shale es la vía más rápida para convertir al país en un exportador de energía de escala global.
El apoyo político del principal estado productor brinda seguridad jurídica a la gestión de Horacio Marín y consolida la alianza entre la empresa y la provincia para acelerar la infraestructura exportadora.
Más inversión en territorio neuquino: Desde la óptica provincial, que YPF se desprenda de negocios de distribución minorista en Buenos Aires significa que habrá más flujo de capital destinado directamente a la perforación y fractura en la cuenca neuquina.
Figueroa enfatizó que el objetivo de Neuquén es alcanzar el millón de barriles diarios de petróleo, y para ello es indispensable que la empresa líder del mercado esté 100% enfocada en el upstream. Este alineamiento garantiza que los recursos se prioricen en los proyectos de mayor rentabilidad y generación de regalías para la provincia.
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La mirada exportadora como prioridad nacional: El gobernador destacó que la estrategia de YPF coincide con el plan provincial de convertir a Vaca Muerta en el motor de las divisas que Argentina necesita. Al simplificar su estructura corporativa, YPF gana agilidad para liderar proyectos de gran escala, como el oleoducto Vaca Muerta Sur y las futuras plantas de GNL.
Para Figueroa, no hay tiempo que perder: la ventana de oportunidad de los hidrocarburos exige una ejecución impecable y una petrolera de bandera que actúe como una verdadera operadora petrolera y no como un conglomerado de servicios públicos diversificado.
Seguridad jurídica para el mercado: El respaldo explícito de Neuquén envía una señal potente a los inversores internacionales y a los posibles compradores de los activos de los que YPF se está desprendiendo. Al mostrar una sintonía total entre la Nación, la empresa y la Provincia, se reduce la percepción de riesgo político.
Figueroa ratificó que Neuquén seguirá siendo el socio estratégico de YPF, facilitando las licencias ambientales y la infraestructura básica necesaria para que el “giro al shale” se traduzca en una mayor actividad económica regional y nacional.
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Que Figueroa diga que es “bueno para Neuquén” es la validación final que necesitaba el plan de Marín. En la industria energética, la política y la técnica nunca van por carriles separados. Al asegurar el flanco político con la provincia dueña del “tesoro”, YPF tiene vía libre para ejecutar su poda de activos sin ruidos institucionales. Ahora, el desafío de Neuquén será que ese derrame de inversión de YPF se convierta efectivamente en obras que la provincia también necesita para sostener el crecimiento de sus ciudades.
En línea con su plan de concentrar esfuerzos y capital en el core business de Vaca Muerta, YPF ha dado el primer paso oficial para desprenderse de su control en Metrogas.
La petrolera de bandera, que posee el 70% de la mayor distribuidora de gas del país, busca con esta desinversión simplificar su estructura y cumplir con las normativas vigentes que limitan la integración vertical entre producción y distribución. El proceso marca un hito en la gestión de Horacio Marín, orientada a maximizar el valor de la compañía en el segmento del upstream y el GNL.
Foco total en Vaca Muerta: La salida de Metrogas no es un hecho aislado, sino una pieza central de la estrategia de desinversión en activos no estratégicos. YPF busca liberar recursos para acelerar los proyectos de infraestructura exportadora, como el oleoducto Vaca Muerta Sur y las plantas de licuefacción.
Para la conducción de la compañía, la distribución minorista de gas en el área metropolitana es un negocio regulado que hoy compite por capital con los proyectos de altísima rentabilidad que ofrece el shale neuquino.
Resolución de un conflicto regulatorio histórico: La propiedad de Metrogas ha sido un punto de fricción legal para YPF durante años. La Ley de Gas prohíbe explícitamente que una empresa productora sea al mismo tiempo controlante de una distribuidora.
Aunque gestiones anteriores habían mantenido esta estructura bajo excepciones judiciales, la actual dirección ha decidido regularizar la situación. Esta venta elimina una contingencia legal y permite que Metrogas sea operada por un actor dedicado exclusivamente al segmento de servicios públicos.
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Interés en el mercado y flujo de caja: A pesar de los desafíos tarifarios, Metrogas sigue siendo un activo codiciado por su enorme base de clientes y su infraestructura crítica en Buenos Aires y el Conurbano. Se espera que el proceso de venta atraiga a grupos locales con experiencia en servicios públicos y a fondos de inversión que apuestan a la normalización definitiva de los cuadros tarifarios en 2026.
La transacción será mirada de cerca por el mercado, ya que definirá quién se queda con la llave del suministro de gas del principal centro de consumo del país.
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El “Chau Metrogas” de YPF es una declaración de principios. La empresa está dejando de ser un conglomerado energético diversificado para convertirse en una máquina de exportación de crudo y gas. Es una jugada lógica: en el mundo del petróleo, el que mucho abarca poco aprieta.
Al soltar la distribución, YPF gana agilidad y coherencia regulatoria. El mercado ahora se pregunta quién será el valiente que tome la posta en un negocio que requiere mucha cintura política y una inversión constante en mantenimiento de red.
El 2026 ha comenzado con una señal de potencia arrolladora para el sector energético argentino. Vaca Muerta cerró el mes de enero con un récord histórico en etapas de fractura, consolidando una aceleración del fracking que supera todas las marcas previas. Este salto en la actividad no solo refleja la madurez técnica de las operadoras, sino que anticipa un año de producción récord tanto en petróleo como en gas.
La optimización de los sets de fractura y la implementación de procesos de “simul-frac” están permitiendo que la cuenca neuquina alcance niveles de eficiencia que la posicionan a la par de los mejores campos no convencionales de Estados Unidos.
Enero marca el pulso del año: Las cifras de enero no son una excepción, sino el resultado de una planificación agresiva de las grandes operadoras para maximizar el uso de la infraestructura existente. Con más de 600.000 barriles diarios de petróleo shale como piso, la industria está aprovechando cada ventana de capacidad en los ductos.
Este nivel de completación de pozos es la respuesta directa a la necesidad de generar saldos exportables inmediatos, aprovechando un contexto de precios internacionales estables y una demanda regional creciente.
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La carrera por la eficiencia operativa: El récord de fracturas se explica también por la mayor disponibilidad y eficiencia de los equipos de servicios especiales. Las empresas han logrado reducir los tiempos de “set-up” entre pozos, permitiendo realizar más etapas por día.
Esta aceleración es fundamental para bajar el costo de desarrollo (breakeven) de los proyectos, haciendo que incluso los yacimientos más complejos sean rentables. El 2026 se perfila como el año donde la tecnología aplicada al fracking permitirá que Vaca Muerta dé el salto definitivo hacia la exportación de escala mundial.
Inversiones bajo el amparo del RIGI: El sector anticipa que este ritmo se mantendrá e incluso se incrementará durante el segundo semestre, impulsado por los grandes proyectos que buscan encuadrarse en el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI).
Las operadoras están acelerando sus planes de perforación para asegurar volumen y cumplir con los compromisos de exportación a largo plazo. Este “enero histórico” es, en definitiva, la piedra basal de un año en el que la energía se consolidará como el principal motor de divisas de la economía nacional.
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Los números no mienten: Vaca Muerta está en su mejor momento operativo. Este récord de enero es la mejor noticia para un país que necesita dólares y energía barata para su industria.
Sin embargo, este éxito operativo pone presión sobre la logística y el transporte; no sirve de nada fracturar a niveles récord si los caños no están listos. El desafío de este 2026 será que la infraestructura crezca a la misma velocidad que la capacidad de fractura de nuestros ingenieros.
Uruguay ha vuelto a marcar un récord de precios en la región al superar la barrera de los u$s 2 por litro de nafta Súper. Esta cifra consolida al país vecino como el mercado con los combustibles más costosos de Sudamérica, una situación que genera una brecha cada vez más profunda con sus socios del Mercosur.
Mientras que Argentina y Brasil navegan sus propios procesos de ajuste y paridad internacional, la estructura impositiva uruguaya y su dependencia absoluta de la importación de crudo mantienen los valores en el surtidor en niveles que condicionan la competitividad logística y el costo de vida de la población.
La carga tributaria como factor determinante: A diferencia de otros países de la región que subsidian o tienen esquemas de amortiguación más laxos, el precio en Uruguay está fuertemente influenciado por los impuestos internos y los costos operativos de ANCAP.
A pesar de la implementación del sistema de Precio de Paridad de Importación (PPI), que busca alinear los valores locales con los del mercado global, la rigidez de los costos fijos en la cadena de distribución impide que las bajas internacionales se trasladen con la misma velocidad que las subas. Para el consumidor uruguayo, llenar el tanque se ha convertido en una erogación que duplica, en términos de dólares, a la de varios de sus vecinos.
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Impacto en la logística y el consumo: El valor por encima de los dos dólares por litro tiene un efecto cascada sobre toda la economía uruguaya. El sector transporte es el más afectado, viendo mermada su rentabilidad en los fletes internacionales y nacionales.
Asimismo, esta disparidad de precios incentiva el fenómeno del consumo fronterizo, donde los ciudadanos uruguayos cruzan hacia Argentina o Brasil para abastecerse, generando una fuga de divisas y una caída en las ventas de las estaciones de servicio locales. La sostenibilidad de este modelo de precios altos está bajo constante debate en el ámbito político y empresarial de Montevideo.
Contexto frente a la paridad regional: Este escenario uruguayo sirve como punto de referencia para el resto de la región. En Argentina, el proceso de liberación de precios busca precisamente evitar distorsiones extremas, pero el caso uruguayo demuestra que la paridad total, sumada a una alta carga impositiva, puede llevar los valores a techos difíciles de absorber para las economías domésticas.
Mientras el barril de crudo Brent mantenga su volatilidad, Uruguay seguirá siendo el espejo donde el resto de los países miran las consecuencias de una política de precios de mercado sin amortiguadores locales.
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El caso uruguayo es un recordatorio de que la energía es, ante todo, un factor de competitividad país. Tener la nafta más cara de la región no es solo un dato estadístico; es un lastre para la producción y el turismo. Para los proveedores y empresas del sector que operan en el Cono Sur, entender estas asimetrías es vital para la planificación logística.
Uruguay paga el costo de la transparencia y de la falta de recursos propios, un espejo interesante para una Argentina que, teniendo el recurso en Vaca Muerta, aún discute cuál debe ser el precio justo en el surtidor.
La compañía de servicios Clear Petroleum ha dado un salto cualitativo en su oferta operativa para Vaca Muerta con la incorporación de una unidad de Casing Running Tool (CRT) de última generación. Esta tecnología, diseñada específicamente para las exigencias de los pozos de rama lateral extensa, permite automatizar y acelerar el proceso de entubación de revestimiento (casing).
En un contexto donde las operadoras buscan reducir drásticamente los días de perforación para mejorar el retorno de inversión, la innovación en servicios de pozo se convierte en la llave para sostener el ritmo de actividad en la cuenca neuquina.
Simultaneidad y seguridad operativa: La herramienta CRT permite manipular, enroscar y circular lodo de manera simultánea mientras se baja la tubería al pozo. Esta capacidad es crítica en el shale, donde las formaciones pueden presentar inestabilidades.
Al permitir la rotación de la columna de casing durante la bajada, se minimiza el riesgo de que la tubería se “atrape” antes de llegar a la profundidad objetivo. Además, al automatizar gran parte del proceso, se reduce la exposición del personal en la boca de pozo, elevando los estándares de seguridad en el set de perforación.
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Reducción de tiempos y costos: Para operadoras como YPF, Vista o PAE, cada hora ganada en la etapa de construcción del pozo se traduce en miles de dólares de ahorro. La implementación de estos sistemas de entubación acelerada permite optimizar el uso del equipo de perforación (rig), permitiendo que el equipo se mueva más rápido al siguiente pozo (pad).
Clear Petroleum apuesta a que esta tecnología se convierta en el estándar para los proyectos de desarrollo masivo, donde la escala y la repetición exigen una precisión quirúrgica en cada etapa del proceso.
Consolidación como socio estratégico: Con esta inversión, Clear Petroleum refuerza su posicionamiento en el competitivo mercado de servicios especiales en la Patagonia. La empresa busca acompañar el crecimiento de la producción nacional aportando soluciones que no solo aumentan la productividad, sino que también mejoran la integridad de los pozos a largo plazo.
En una industria que demanda cada vez más tecnología local con estándares globales, la actualización de la flota de herramientas es una señal de compromiso con el desarrollo de Vaca Muerta como hub energético regional.
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La llegada de la tecnología CRT de Clear Petroleum es la respuesta a la “obsesión por la eficiencia” que domina hoy el sector. Ya no alcanza con perforar; hay que hacerlo más rápido y con menos errores. Que las empresas de servicios locales inviertan en equipos de punta es fundamental para que el cuello de botella no se traslade de los caños a los equipos de torre. Como solemos decir en el portal: la riqueza está en el suelo, pero la rentabilidad está en la tecnología aplicada para sacarla.
Transportadora de Gas del Norte (TGN) ha oficializado un cambio de mando en su estructura ejecutiva con la designación de Horacio Pizarro como nuevo Director General. El nombramiento se produce en un punto de inflexión para la compañía, que lidera proyectos críticos para la soberanía energética y la balanza comercial del país, como la Reversión del Gasoducto Norte.
Pizarro, un ejecutivo con amplia trayectoria dentro de la empresa, asume el desafío de consolidar el rol de TGN como el puente logístico indispensable para llevar el gas de Vaca Muerta hacia Brasil, Chile y Bolivia.
Una apuesta por la continuidad técnica: La elección de Pizarro es vista por el mercado como una señal de estabilidad para los inversores. Al ser un hombre de la casa, su gestión garantiza el conocimiento profundo de la complejidad técnica y regulatoria que enfrenta el transporte de gas en la Argentina.
Su llegada a la dirección general busca agilizar la toma de decisiones en un semestre donde las obras de infraestructura y la negociación de nuevos contratos de transporte internacional serán la prioridad absoluta de la transportista controlada por Techint y CGC.
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El desafío de la Reversión del Norte: Bajo la nueva conducción, TGN deberá finalizar y poner en marcha plena las obras de reversión que permitirán sustituir definitivamente el gas boliviano por producción nacional en las provincias del NOA.
Esta obra no solo es estratégica por el ahorro de divisas, sino que es la piedra angular para transformar a la Argentina de importador a exportador neto de gas hacia el mercado industrial brasileño, utilizando la infraestructura existente que hoy queda ociosa por el declive de las cuencas del país vecino.
Nuevo marco tarifario y expansión: Pizarro asume en medio de un proceso de normalización de las tarifas de transporte, factor determinante para que TGN pueda financiar los planes de mantenimiento y expansión necesarios.
Con el objetivo de convertir a la red de TGN en un hub regional, el nuevo Director General tendrá la misión de dialogar con las autoridades energéticas para asegurar que la rentabilidad de la compañía acompañe el crecimiento exponencial de la producción en la cuenca neuquina.
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El ascenso de Horacio Pizarro en TGN no es solo un cambio de nombres; es la ratificación de que la empresa se prepara para un escenario de “gas de exportación”. En un sector donde la experiencia técnica es el activo más escaso, TGN elige a un conocedor de los fierros para pilotear una etapa donde la ingeniería y la diplomacia energética irán de la mano. El éxito de su gestión se medirá en la capacidad de TGN para que el gas de Vaca Muerta llegue a San Pablo antes de que termine la década.
En una jornada marcada por la incertidumbre internacional, el precio del oro ha registrado un alza significativa, consolidándose como el activo de refugio por excelencia. La escalada de tensiones diplomáticas y militares entre Estados Unidos e Irán ha empujado a los inversores a abandonar posiciones de riesgo, buscando la protección de los metales preciosos. Este movimiento no solo impacta en las pizarras de Wall Street, sino que mejora directamente las proyecciones de ingresos de los proyectos mineros de oro en la región.
La geopolítica como motor del precio: El recrudecimiento de las hostilidades en Medio Oriente ha generado un clima de inestabilidad que afecta a los mercados financieros globales. Históricamente, ante la posibilidad de conflictos bélicos o sanciones económicas de gran escala, el capital fluye hacia el oro debido a su valor intrínseco y su independencia de las políticas monetarias de los gobiernos. Según analistas citados por La Nación, la demanda de refugio podría mantenerse firme si las señales de desescalada no aparecen en el corto plazo.
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Impacto en la minería local y regional: Para las empresas mineras con operaciones de metales preciosos en Argentina y la región, este rally alcista representa un alivio en sus flujos de caja. Si bien los costos operativos (insumos y logística) han sentido el impacto de la inflación global, un precio del oro robusto permite sostener los márgenes de rentabilidad y garantiza la continuidad de los planes de exploración en yacimientos de oro y plata, que no están sujetos a la volatilidad que hoy muestran otros minerales industriales.
Incertidumbre y proyecciones para 2026: El mercado de commodities energéticos y mineros sigue de cerca el conflicto, ya que una mayor escalada no solo afectaría al oro, sino también al precio del crudo. Por ahora, el metal precioso es el termómetro del miedo. Los inversores institucionales están reconfigurando sus carteras para enfrentar un semestre que se anticipa volátil, priorizando la liquidez y la seguridad que ofrecen los activos físicos frente a la incertidumbre de las monedas fiduciarias.
La Visión de Runrún Energético
El oro vuelve a demostrar por qué es el “ancla” del sistema financiero en tiempos de crisis. Para el sector energético, este aumento es una señal de alerta sobre la posible volatilidad de otros insumos. Sin embargo, para la minería metalífera, es una oportunidad de oro —literalmente— para acelerar inversiones en proyectos que hoy se vuelven mucho más atractivos por el simple hecho de producir lo que el mundo demanda cuando tiene miedo.
La Autoridad Portuaria Nacional (APN) de Perú ha dado el aval definitivo para una serie de inversiones clave en el Terminal Norte Multipropósito del Callao. El proyecto, que busca modernizar la infraestructura de recepción y despacho, se centra en dos pilares críticos para la economía andina: el manejo de concentrados minerales y la logística de hidrocarburos. Con estas mejoras, el puerto refuerza su posición como el nodo de salida más competitivo del Pacífico frente al crecimiento de otros puertos en la región.
Eficiencia en el despacho de minerales: La nueva etapa de inversión contempla la construcción de silos de almacenamiento de alta capacidad y sistemas de fajas transportadoras automatizadas. Esto permitirá reducir los tiempos de espera de los buques graneleros y minimizar las mermas en el manejo de minerales como oro, plata y polimetálicos. La modernización responde a la creciente demanda de las mineras peruanas que buscan canales de exportación más ágiles y con menores costos operativos.
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Infraestructura para hidrocarburos: En el área de combustibles, se proyecta la mejora de los muelles de descarga y la ampliación de los sistemas de bombeo. El Callao es la principal puerta de entrada para los derivados del petróleo que abastecen al mercado interno peruano, y estas obras garantizan una mayor seguridad operativa y resiliencia ante el incremento del flujo comercial. La optimización del terminal permitirá una mejor integración con las refinerías y los centros de distribución logística.
La competencia con Chancay: La consolidación del Callao ocurre en un momento de transformación logística en Sudamérica, marcada por la entrada en operaciones del megapuerto de Chancay. Lejos de quedar relegado, el Callao apuesta a la especialización y a su conectividad establecida para mantenerse como el terminal de referencia para el sector energético. La inversión privada, respaldada por el Estado, asegura que el puerto siga siendo el motor de salida para la riqueza mineral de la región.
La Visión de Runrún Energético
Lo que ocurre en el Callao es un espejo de la necesidad de inversión portuaria que tenemos en toda Sudamérica. El cuello de botella ya no es solo la extracción, sino cómo mover el producto al mercado global de manera eficiente. Que Perú refuerce su principal puerto con aval estatal es una señal clara: en la guerra por atraer divisas, la logística es tan importante como el recurso bajo tierra.
Rodrigo Santander, Miembro de Adeera Joven. Jefe Legal y Regulatorio en Edesa.
Con el objetivo de encontrar respuestas concretas a desafíos eléctricos actuales como la cogestión de redes, incentivos por bandas horarias, prestaciones básicas energéticas, facturación de potencia para residenciales, generación distribuida, electromovilidad, tarifas diferenciadas por zonas térmicas, entre otros; la Asociación de Distribuidoras de Energía Eléctrica de la República Argentina (Adeera), impulsó una propuesta para el uso de sandboxes en Argentina, tomando como referencia la experiencia brasileña.
Los sandboxes regulatorios son entornos experimentales controlados donde las distribuidoras de energía pueden ensayar servicios o modelos innovadores bajo autorización y supervisión del organismo regulador. Este esquema permite un apartamiento temporal del marco regulatorio general para implementar soluciones novedosas, bajo reglas previamente acordadas y aprobadas por el ente de control.
Durante el segundo semestre de 2025, la Empresa Distribuidora de Electricidad de Salta S.A. (Edesa), integrante del grupo Desa, trabajó junto al Ente Regulador de los Servicios Públicos de Salta (Enresp) para articular e implementar esta modalidad experimental. Gracias a ese proceso, Salta se convirtió en la primera provincia del país en institucionalizar los sandboxes regulatorios mediante una norma específica. En esta jurisdicción, la herramienta no se limita al ámbito tarifario sino que permite abordar una agenda más amplia vinculada a la transición energética, incluyendo desarrollo de redes, resiliencia del sistema y soluciones energéticas adaptadas a problemáticas locales.
El nacimiento formal de esta figura marca también el inicio de una nueva relación entre distribuidoras, usuarios y reguladores, caracterizada por un enfoque más dinámico, bidireccional y orientado a la participación ciudadana. El modelo habilita una fase experimental previa a la implementación de políticas energéticas, que permite testear soluciones, corregir errores anticipadamente y recoger de forma activa la opinión de los usuarios involucrados.
El proceso de implementación
Dado su carácter innovador, resulta útil repasar brevemente los pasos que dieron origen a este hito. Edesa presentó formalmente la propuesta en la audiencia pública convocada por el Enresp mediante la Resolución 1876/25, del 4 de diciembre de 2025. Allí, la empresa expuso: “Un sandbox regulatorio es un entorno experimental controlado y supervisado por un organismo regulador donde las empresas pueden probar productos, servicios o modelos de negocio innovadores bajo un marco legal temporalmente flexible. Su objetivo es fomentar la innovación al permitir la experimentación de nuevas tecnologías, servicios o soluciones sin las restricciones regulatorias habituales, al tiempo que se garantiza la protección del consumidor y se ayuda al regulador a comprender mejor el impacto de la innovación para adaptar las normas futuras”.
Durante su intervención, Edesa presentó dos casos concretos como posibles proyectos piloto:
La implementación de la Prestación Básica Energética (PBE) en barrios en proceso de integración socio-urbana.
Una propuesta de fortalecimiento de redes con foco en la resiliencia del sistema eléctrico, orientada a mejorar su capacidad de anticipar, resistir, absorber, adaptarse y recuperarse frente a eventos disruptivos.
Finalizada la audiencia y evacuadas las observaciones del público, sin que se registraran objeciones a la herramienta, el Enresp dictó la Resolución 2965/25. En su Artículo 3º se formalizó la incorporación del sandbox al régimen regulatorio provincial, estableciendo su carácter experimental bajo aprobación previa. En el Artículo 4º, además, se identificó como necesidad prioritaria la inversión en redes para barrios en proceso de regularización, habilitando expresamente el uso del sandbox para explorar modelos alternativos aplicables a esa problemática.
Con este paso, Salta abre el camino hacia un marco regulatorio más flexible, participativo y centrado en la construcción conjunta de soluciones energéticas. El futuro de esta herramienta dependerá tanto de los proyectos piloto que se desarrollen localmente como de su adopción en otras provincias.
Será clave el fortalecimiento del rol de asociaciones como Adeera y de la Asociación de Entes Reguladores de Energía Eléctrica de la República Argentina (Adere), que ya vienen trabajando activamente con sus asociados en la difusión de estas prácticas. La consolidación de una agenda federal de sandboxes regulatorios permitirá enfrentar desafíos locales, mejorar el servicio eléctrico y fortalecer el vínculo entre los actores del sistema a través de la innovación regulatoria, compartiendo aprendizajes, prácticas exitosas y soluciones replicables.
* Miembro de Adeera Joven. Jefe Legal y Regulatorio en Edesa.
Comienza la cuenta regresiva para FES Iberia Renewables & Storage: el próximo jueves 12 de febrero, la ciudad de Madrid será sede de la primera parada de la gira 2026 de Future Energy Summit (FES).
Con foco en el almacenamiento como eje estratégico para la transición energética, el encuentro reunirá a referentes del más alto nivel ejecutivo, autoridades gubernamentales y empresas líderes del sector de las energías renovables en un momento determinante para el desarrollo energético de la Península Ibérica.
A sólo una semana del evento, ya se encuentran confirmados más de 40 speakers, entre ellos CEOs de compañías clave, responsables de políticas públicas y representantes de las Comunidades Autónomas, configurando una plataforma única de análisis, intercambio y networking de alto valor.
Entre los principales ejecutivos que encabezarán los paneles se destacan Julio Castro, CEO de Iberdrola Renovables; Álvaro Pérez de Lema, CEO de Saeta Yield; Rafael Esteban, Global Chief Business Development Officer de Acciona Energía; Miguel Giné, CEO de Soletrax; Miguel Sánchez Praena, CEO de Altano Energy; y Pablo Landa Labiano, CEO de Factiun.
Por parte del sector público, se destaca la presencia de Carmen López Ocón, directora de Energías Renovables y Mercado Eléctrico del Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE), y Fátima García Señán, subdirectora general de Almacenamiento y Flexibilidad del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (MITECO).
Justamente, la presencia de dichas referentes y la realización de FES Iberia llega en un momento clave para el sector renovable y de almacenamiento, ya que hay 50 nuevos proyectos ingresados en tramitación ambiental por un total de 2155,8 MW de nueva potencia ERNC y 485,9 MW BESS, según un informe elaborado por Energía Estratégica, disponible de forma gratuita y que incluye datos, proyectos y claves para conocer las oportunidades de negocio en el país.
A ello se debe agregar que esta edición Future Energy Summit también contará con representación activa de gobiernos regionales, incluyendo autoridades de la Junta de Andalucía, la Xunta de Galicia; Castilla y León; y el gobierno de Canarias, quienes aportarán una perspectiva territorial en contexto de transformación del sector renovable.
Asimismo, participarán representantes de empresas como EDP, Galp, GameChange, Chemik Group, SMA Ibérica, Ignis Energía, Yingli Solar, Huawei, Schletter, Sonnedix, Greenyellow, Grupo Elecnor, Tera Batteries, Capture Energy, Zelestra, Verbund Green Power Iberia, Enagás, Templus y Lightsource bp, consolidando una agenda empresarial diversa y altamente especializada.
Estas condiciones hacen que FES Iberia se configure como un espacio estratégico para anticipar tendencias, analizar marcos regulatorios emergentes y explorar alianzas comerciales.
A lo largo del evento se desarrollarán sesiones temáticas que abordarán, entre otras cuestiones, la visión ejecutiva de grandes energéticas, la evolución de la cadena de valor industrial, el futuro del almacenamiento integrado en fotovoltaica, y el papel de los gobiernos regionales en el despliegue territorial de soluciones energéticas sostenibles.
Además de los debates técnicos, FES Iberia se distingue por sus espacios de networking, donde se congregarán cientos de representantes de empresas para promover contratos, intercambios de conocimiento y acuerdos que impulsan la transición energética en España y el resto del sur de Europa.
España avanzó con la tramitación ambiental de 1609,1 MW renovables en el país en solo tres semanas, según un relevamiento realizado por Energía Estratégica, que revela el movimiento de proyectos entre el 14 de enero y el 3 de febrero de 2026.
Del total de potencia, 464,6 MW corresponden a tecnología eólica, mientras que 1144,5 MW son fotovoltaicos, lo que representa un 71% del volumen gestionado. Mientras que Forestalia, Galp e Iberdrola emergen como los actores más activos del período, en un contexto de aceleración de tramitaciones que responde a la necesidad de los promotores por asegurar permisos ambientales, capacidad de acceso y viabilidad técnica en un contexto de fuerte competencia territorial.
La primera empresa mencionada impulsa más de una docena de desarrollos en distintas fases regulatorias. ERn Huesca, presentó solicitudes para ocho nuevas plantas solares que incluyen Gondul (22,9 MW), Bor (18,27 MW), Olrun (18,27 MW) y Berilio (23,1 MW), las cuales ingresaron al procedimiento ordinario de evaluación ambiental.
Además, obtuvo declaración de impacto ambiental favorable (DIA) para otros proyectos como Glen (88,4 MW), Kara, Buri y Magnética, todos también en la misma provincia. Y en paralelo, gestiona los parques eólicos Sición (48 MW) y Silvano (42 MW) en Zaragoza, ambos con DIA publicada desde mediados de enero.
Iberdrola destaca con la hibridación del parque Cofrentes I en Albacete, incorporando una planta fotovoltaica de 154,7 MW al sistema eólico existente y la autorización del proyecto Capiruza II de 41,8 MW, igualmente ubicado en Castilla-La Mancha. En el mismo sentido, Capital Energy tramitó la planta La Herrada Solar (41 MW) para su integración con un parque eólico de 52 MW, configurando una instalación híbrida de 55 MW de potencia instalada.
En tanto que Galp figura entre las empresas más dinámicas a partir del informe publicado por EnergíaEstratégica, que identificó 50 proyectos ingresados en tramitación ambiental durante los últimos dos meses, especialmente a través de esquemas híbridos.
La información del BOE también confirma el avance de Repsol con los parques El Páramo (92,4 MW) y su ampliación (50,8 MW) en León, con trámites culminados de declaración de impacto ambiental favorable. Asimismo, Solaria, Naturgy y MoriscaWind figuran con proyectos en fases diversas.
Distribución territorial y tecnológica
La distribución territorial de los nuevos megavatios tramitados se concentra principalmente en Aragón, Castilla y León y Castilla-La Mancha. Aragón lidera con una combinación de proyectos solares y eólicos impulsados por Forestalia y EDP Renewables. Castilla y León suma iniciativas como El Páramo y su ampliación, además de desarrollos en Zamora y Valladolid. En Castilla-La Mancha, la actividad se centra en Albacete y Guadalajara, donde Iberdrola, Capital Energy y Cruceta Solar concentran inversiones.
Una de las tendencias más marcadas del relevamiento es la apuesta por la hibridación tecnológica. Iberdrola, Endesa, Capital Energy y EDP Renewables desarrollan plantas que combinan solar con eólica o hidráulica, aprovechando puntos de conexión ya existentes. Estos modelos permiten mejorar el factor de capacidad, reducir la intermitencia y optimizar la infraestructura de evacuación. Entre los proyectos híbridos en tramitación figuran Cofrentes I (154,7 MW), FV Cíjara (55 MW), La Herrada Solar (41 MW) y FV Belchite (13,5 MW), entre otros.
En resumen, el avance de 1.609,1 MW en apenas tres semanas reafirma la dinámica de crecimiento del sector renovable español. Forestalia, Galp e Iberdrola no solo lideran por volumen, sino por capacidad de ejecución y diversificación tecnológica. La tendencia hacia instalaciones híbridas, junto con la focalización territorial en regiones con alta irradiación o recurso eólico, muestra que el mercado se profesionaliza en torno a una nueva fase de competitividad técnica y regulatoria.
Y bajo ese contexto es que el próximo 12 de febrero se llevará adelante el encuentro Future Energy Summit (FES) Iberia Renewables & Storage en la ciudad de Madrid, que marcará el inicio de la gira internacional 2026 de FES.
El evento reunirá a cientos de referentes del sector público y privado para abordar cómo avanza la transición energética en la región en un escenario donde se aceleran los marcos regulatorios y se abren nuevas oportunidades de negocio. ¡Entradas disponibles!
El Ministerio de Minas y Energía de Colombia convocó por cuarta vez un mecanismo de contratación a largo plazo para proyectos de generación con fuentes no convencionales de energía renovable (FNCER) que se enmarca en los Decretos 1091 de 2025, con respaldo en las leyes 143 de 1994, 1715 de 2014 y 2099 de 2021, y hace parte del conjunto de herramientas que buscan facilitar el cumplimiento de la obligación de abastecimiento con FNCER el 10% de la demanda por parte de los comercializadores.
Este mecanismo no reemplaza las subastas del Cargo por Confiabilidad, sino que busca dar señales de ingreso estable especialmente para tecnologías como solar, eólica y el almacenamiento de energía eléctrica, así como mitigar la exposición a la volatilidad de los precios en la Bolsa de los compradores de energía.
Esta nueva versión presenta novedades en lo relacionado con productos y con la flexibilización de requisitos para los participantes. Además, incluye medidas inéditas en el país, como la posibilidad de incorporar sistemas de almacenamiento y un modelo de sesiones controladas para garantizar cumplimiento.
“La subasta que se está estructurando actualmente recoge las bondades de los mecanismos anteriores, pero incorpora de manera explícita las lecciones aprendidas; por eso, el diseño se encuentra en etapa de comentarios hasta el 3 de febrero, con el objetivo de recoger y analizar las perspectivas del sector antes de su versión definitiva”, señaló Sara Pulgarín, ingeniera con trayectoria en estructuración de contratos de energía.
El mecanismo se organiza en dos horizontes temporales: proyectos que inicien operación comercial hasta el 1 de enero de 2030, los cuales para participar deberán contar con punto de conexión y aquellos que lo hagan hasta el 1 de enero de 2035 a los cuales para participar no se les exigirá punto de conexión y contratarán energía constante durante las 24 horas del día.
Además,se diseñaron productos específicos para proyectos que incorporen almacenamiento de energía, reconociendo que estos recursos tienen un perfil distinto de entrega y aportan mayor valor en ciertas franjas horarias, alineado con lo establecido en la Ley 2099 de 2021, la Resolución MME 40283 de 2022, el proyecto de decreto de 2025 expedido por el MME y el reciente proyecto de Resolución CREG 701 103 de 2025.
Juanita Villanueva, abogada especialista en regulación eléctrica, destacó que el diseño «busca incentivar tecnologías clave para la transición energética, como los sistemas de almacenamiento de energía con baterías (SAEB), sin dejar de lado la necesidad de firmeza en el suministro».
No obstante, advirtió que la incorporación de baterías en este mecanismo, sin que aún se encuentren definidas las reglas de comercialización de los servicios SAEB, ni se encuentren en firme las condiciones de conexión, remuneración e integración en el sistema, genera señales de desarmonización con la regulación existente.
Otro elemento distintivo del mecanismo son las cesiones controladas de obligaciones. A diferencia de procesos anteriores, donde el incumplimiento era inflexible y activaba una serie de acciones regladas en el contrato.
“Esta flexibilización puede poner en jaque a la demanda al no ser garantizada la entrega de la energía contratada en las condiciones pactadas en la adjudicación, que es lo que ha venido ocurriendo con las subastas anteriores”, subrayó Natalia García, CEO de Enermant.
Según explicó, “el Gobierno Nacional transfiere el riesgo de la inversión al inversionista pero es garante de la prestación del servicio, por lo que se requiere la mayor intervención de este en el apoyo para el desarrollo de los proyectos y el fortalecimiento de del seguimiento y control a los inversionistas para que el sistema pueda reaccionar con anticipación”.
Si bien el proceso promueve una mayor estabilidad para los desarrolladores, las tres especialistas coincidieron en que el diseño aún presenta desafíos relevantes.
Para Claudia Ballesteros, abogada con más de 12 años en el sector eléctrico colombiano, una de ellas es la necesidad de coordinación institucional entre el Ministerio, la CREG, la ANLA, la UPME y CNO, para asegurar que los proyectos adjudicados puedan avanzar en trámites clave como puntos de conexión, estudios de red y licencias ambientales.
“Sin el acompañamiento post-adjudicación, existe el riesgo de que el mecanismo repita los problemas de otros procesos. No basta con adjudicar contratos: hay que garantizar que los proyectos se puedan ejecutar”, señaló García.
García también remarcó que el éxito del mecanismo dependerá de la claridad y estabilidad normativa que incentive la participación de los agentes en el mercado: “Si las reglas cambian durante la ejecución, o si no hay certeza sobre el comportamiento del mercado, la banca y los inversionistas se van a retraer. Se necesita confianza, y la confianza se construye con reglas claras y estables”.
El mecanismo de contratación a largo plazo representa un paso relevante en la estrategia de transición energética del país y aporta elementos innovadores en el mercado. Sin embargo, como señalan las especialistas, el instrumento solo será efectivo si se acompaña de gestión institucional, apoyo técnico continuo y estabilidad regulatoria.
El gobierno de RepúblicaDominicana formalizó la transformación de la Empresa de Transmisión Eléctrica Dominicana (ETED) en una sociedad anónima estatal a través de la emisión del Decreto 55-26. La medida no se limita a un cambio formal: redefine el rol de la empresa dentro del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI), al dotarla de autonomía operativa, capacidad contractual y un objeto social ampliado que incorpora la prestación de servicios auxiliares.
Este último punto es clave. Según el análisis de AABI Group, el nuevo encuadre legal habilita a ETED a implementar sistemas de almacenamiento energético tipo stand-alone BESS, es decir, baterías conectadas directamente a la red de transmisión y operadas de manera independiente de plantas generadoras.
“El marco jurídico ya permite que ETED incorpore BESS sin reformar leyes. Las baterías pueden actuar como servicio público auxiliar bajo su gestión directa”, evaluó la consultora especializada.
Es decir que estas soluciones no solo son compatibles con el marco legal vigente, sino que además resuelven limitaciones operativas y aumentan la eficiencia del sistema.
La firma destaca que “la incorporación de sistemas de almacenamiento como activos de transmisión resuelve limitaciones técnicas del sistema”.
Estos sistemas permiten almacenar energía en horas de baja demanda y liberarla durante picos de consumo, además de ofrecer soporte ante contingencias, variabilidad renovable o caídas de frecuencia.
La discusión cobra aún más relevancia a partir de la publicación de la resolución SIE-017-2026-MEM, por parte de la Superintendencia de Electricidad. Esta normativa establece una “metodología para el estudio de evaluación de la capacidad de intercambio de potencia regional” y reconoce que la operación actual del sistema presenta desafíos de estabilidad, con consecuencias económicas y de calidad de servicio.
La metodología de la SIE incorpora el uso de modelos de análisis horario, simulaciones de flujo de carga y escenarios de crecimiento de demanda y generación renovable. Uno de los objetivos declarados es identificar puntos de congestión, cuellos de botella y la necesidad de soluciones como “almacenamiento, reactivos o refuerzos”, según se especifica en el documento oficial.
En este contexto, el almacenamiento BESS emerge como una de las herramientas más relevantes, especialmente para zonas con alta variabilidad renovable o sensibilidad ante cambios de carga. AABI Group señala que estos sistemas pueden desplegarse “en nodos con condiciones de red y costos de energía favorables”, permitiendo maximizar el beneficio técnico y económico.
El Decreto 55-26 también establece que ETED podrá financiar estas actividades con recursos propios, aportes del Estado, ingresos por prestación de servicios o cooperación internacional. Además, la empresa ya no requiere autorización legislativa para desarrollar proyectos que estén dentro de su objeto social, como los sistemas de baterías en transmisión.
De esta forma, el país cuenta con una base legal, técnica y regulatoria para avanzar con soluciones de almacenamiento sin modificar el marco normativo. La decisión estratégica de implementarlos dependerá de la planificación operativa de ETED y de la priorización que le otorgue el Ministerio de Energía y Minas.
A medida que el SENI incorpore más renovables variables, el almacenamiento se convertirá en un activo clave para garantizar seguridad, continuidad y eficiencia. República Dominicana ya tiene el marco para hacerlo posible.
La historia personal de Rosilena Lindo Riggsestá marcada por una visión de servicio público, justicia social y vocación científica que la llevó a convertirse en una de las principales arquitectas de la transición energética panameña. Su recorrido atraviesa instituciones como el Canal de Panamá, el Ministerio de Ambiente, el PNUMA y la Secretaría Nacional de Energía, desde donde impulsó políticas pioneras con enfoque inclusivo, técnico y territorial.
En una entrevista con EnergíaEstratégica, la ingeniera y asesora global repasa su trayectoria, desafíos, aprendizajes y visión para el futuro de la región.
—¿Qué la impulsó a estudiar ingeniería y, más adelante, especializarse en energía y gestión ambiental? ¿Hubo un momento clave en su vida?
A los 8 años, durante unas vacaciones, le conté a mi abuela que quería diseñar espacios para estudiar y proteger la naturaleza. Soñaba con trabajar en Naciones Unidas, hablar cuatro idiomas, viajar por el mundo y generar oportunidades para que las mujeres lideraran. Agradezco a Dios porque me permitió convertir mis sueños de niña en realidad.
Mi padre es ingeniero civil, lo que influyó en mi decisión de estudiar esa carrera. Cuando un profesor me ofreció colaborar en la instalación del Nodo NASA en Panamá, conocí el mundo de la energía. Mi primera tarea fue leer las guías del IPCC y recopilar datos para calcular emisiones del sector energético. Ahí me enamoré de la energía, de su rol económico, pero también del potencial de transformar un modelo de desarrollo basado en combustibles fósiles.
—¿Cómo fue el tránsito profesional hasta llegar a la Secretaría Nacional de Energía?
Al regresar de mis estudios en Alemania, trabajé en la ampliación del Canal de Panamá en control de calidad de las superficies hidráulicas. Fue una experiencia valiosa, técnica y humana, donde conocí a un mentor que me animó a volver al sector energético.
Después, asumí la Dirección Nacional de Cambio Climático en la antigua Autoridad del Ambiente. Junto a un equipo de 34 personas, creamos la primera Contribución Nacionalmente Determinada de Panamá, transformamos la ANAM en el Ministerio de Ambiente e incluimos el cambio climático en la ley ambiental. También negociamos el Acuerdo de París en temas de bosques y dimos voz internacional a los pueblos originarios.
Más tarde, como especialista senior en UNEP, lideré el proyecto de calentamiento solar de agua y contribuí al análisis de la transición energética en América Latina. Organizamos un encuentro con representantes del sector energía de los candidatos presidenciales para presentar el estudio “Carbono Cero América Latina”. Uno de ellos, ya como secretario de Energía, me invitó a ser parte de su equipo como subsecretaria.
—¿Qué desafíos enfrentó como la primera mujer secretaria de Energía en Panamá?
Fue un proceso lleno de desafíos, pero también de aprendizajes. La sororidad nacional, regional y global jugó un papel clave. Gracias a esa red de mujeres, logramos impulsar la agenda energética con una mirada técnica e inclusiva.
Uno de los grandes desafíos fue construir una metodología participativa durante la pandemia. Logramos que cada persona que participó en las estrategias pudiera identificar sus aportes reflejados en los documentos. Diseñamos políticas como la Estrategia de Acceso Universal a la Energía, la de Generación Distribuida, de Eficiencia Energética, de Innovación del Sistema Interconectado, entre otras. Más de 16.500 horas persona fueron invertidas en el diseño de estos instrumentos.
Como secretaria, tuve apenas siete meses de gestión, en plena contienda electoral. No logramos presentar la ley de transición energética. Me llevo como lección que ese tipo de reformas deben plantearse desde el primer año. También comprendí que, aunque el sector es masculinizado, el proceso de construcción de la Hoja de Ruta “Nexo Mujer y Energía” fue el más participativo. En Panamá, hombres y mujeres están dispuestos a construir un sector en igualdad.
—¿Cuál considera su mayor contribución en términos de política pública energética?
Destaco con orgullo la Estrategia Nacional de Generación Distribuida, que comencé a moldear desde que ingresé a la Secretaría. Fue elaborada con apoyo técnico del BID y nos tomó tiempo definir su alcance. Hoy Panamá pasó de 30 MW a más de 200 MW instalados, y si se cumplen los compromisos, se espera un crecimiento exponencial en los próximos dos años.
También considero transformadores el Plan de Electrificación Rural Georreferenciado y la Estrategia de Acceso Universal, porque plantean que no es aceptable pasar de no tener energía a vivir en pobreza energética. Defienden el derecho a un consumo eficiente y suficiente, sin ciudadanos de segunda clase.
—¿Hay algún proyecto que recuerde especialmente por su impacto social?
La Estrategia de Comunicación para la Transición Energética fue única por su enfoque. Partimos de un estudio del Banco Mundial sobre la percepción energética en Panamá, que reveló intereses diferenciados por género y región. Decidí estudiar un diplomado en comunicación y marketing para poder liderarla.
Es fundamental que la población tenga acceso a información clara y culturalmente representativa, para que pueda tomar decisiones informadas al adoptar tecnologías energéticas. Por ejemplo, que una dueña de salón de belleza sepa que un aire acondicionado eficiente puede reducir su factura en un 70 %.
—¿Qué experiencia profesional la marcó profundamente en el sector de renovables?
Diseñar e implementar el programa de capacitación en energía solar fotovoltaica para mujeres de la Comarca Ngäbe-Buglé cambió mi vida por completo. Ver el crecimiento de 85 mujeres rurales fue inspirador.
Invité a una de ellas, Lilibeth Jiménez, a un evento en Brasil. Allí me compartió algo que transformó mi forma de entender la transición energética: “Al programa le faltó brindar apoyo psicológico para gestionar el impacto cultural de convertirse en mujeres generadoras de ingresos”. Comprendí que la transición energética también transforma culturas y debe ser gestionada con sensibilidad.
—¿Cuál es el principal reto de la región en materia energética?
Latinoamérica y el Caribe deben acelerar la inversión en renovables y el diseño regulatorio para electrificar la economía, en un contexto de fragmentación geopolítica, ciberseguridad y crisis climática.
Necesitamos romper con regulaciones que favorezcan una sola tecnología. La riqueza de la transición está en la diversidad de fuentes y esquemas. Pero el cuello de botella es claro: movilizar capital a bajo costo y ampliar la infraestructura de transmisión. Sin eso, no podremos sacar de la pobreza a los 162 millones de personas que hoy la padecen en la región, según CEPAL.
—¿Qué mensaje daría a las jóvenes que están comenzando en este sector?
La igualdad de género no es un tema de mujeres, es un imperativo del desarrollo global. Necesitamos medidas especiales para compensar las desigualdades estructurales y defender la justicia social con datos claros.
A las jóvenes les digo que expandan su red de colaboración con todos los actores, sin importar género. El talento no tiene etnia, rostro ni género. La sororidad ha demostrado ser clave para el crecimiento de las mujeres en energía, y hay que seguir comunicando estratégicamente para contrarrestar las voces que subestiman la igualdad.
—¿Qué legado le gustaría dejar en el sector energético y climático?
Quiero seguir construyendo puentes entre gobiernos, sector privado, cooperación internacional, comunidades y juventudes. Sueño con una economía basada en más de 80 % de energía renovable, y con personas respirando aire limpio.
Seguiré trabajando con determinación para que las juventudes tengan más oportunidades que yo y para que las mujeres —de todas las edades y etnias— encuentren en el sector energético un espacio pleno para desarrollar sus talentos. Todo esto mientras cuidamos juntos nuestra casa común.
SilverBlue anunció la adquisición de Solage, empresa de financiamiento especializada en proyectos de energía distribuida y de almacenamiento para empresas comerciales e industriales en México, así como su plan de inversión por un monto superior a 500 millones de pesos mexicanos.
La adquisición de Solage se produce en un contexto favorable para el sector de las energías renovables en el país. Se estima que el mercado de energía renovable en México crezca de 36.57 GW en 2025 a 40.27 GW en 2026 y alcance 65.2 GW en 2031, con una tasa de crecimiento anual compuesta (CAGR) del 10.12% entre 2026 y 2031.
Como parte de SilverBlue, Solage busca contribuir a cerrar la brecha entre el capital y los proyectos energéticos con potencial, otorgando financiamiento mediante contratos comúnmente conocidos como PPAs. Su modelo de negocio y financiamiento está diseñado para adaptarse a las distintas etapas de los proyectos, desde su evaluación inicial hasta su implementación y seguimiento, manteniendo el rigor técnico y la disciplina financiera. La empresa busca soluciones financieras y técnicas a la medida que aceleran la transición hacia una matriz energética más limpia y eficiente.
En los últimos años, la inversión en energía limpia en México registró un crecimiento cercano al 77% en 2024, al alcanzar aproximadamente 40,075 millones de pesos, frente a 22,750 millones de pesos en 2023.
“El cierre de la adquisición de Solage confirma que existe una demanda clara de soluciones financieras más flexibles y especializadas en el mercado mexicano. El objetivo es acompañar proyectos sólidos con capital bien estructurado, gobernanza y una visión de largo plazo que permita transformar oportunidades en crecimiento tangible”, señaló César Urrea, quien encabeza las operaciones de SilverBlue en México.
Actualmente, Solage evalúa proyectos de inversión rentables y sustentables por más de 170 millones de pesos. Con este vehículo financiero, SilverBlue avanza en la consolidación de su plataforma en México, reafirmando su compromiso de operar bajo estándares internacionales de análisis, gestión de riesgos y gobierno corporativo.
Cómo impactará el nuevo esquema de subsidios en los hogares.
El gobierno unificó a comienzos de enero los subsidios energéticos de jurisdicción nacional mediante la creación del régimen de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF) y este mes comenzó a poner en marcha el nuevo esquema. La modificación impacta de lleno en millones de hogares, que recién comenzarán a comprender la magnitud del cambio a medida que les lleguen las nuevas facturas. El objetivo oficial es seguir reduciendo el monto de subsidios, que en 2023 fue del 1,5% del PBI, el año pasado bajó a 0,65% y este año debería caer a 0,5% del producto. EconoJournal presenta las diez claves de los cambios anunciados para ayudar a comprender lo que viene.
1. ¿A quién alcanza el nuevo régimen de Subsidios Energéticos Focalizados?
El nuevo régimen de Subsidios Energéticos Focalizadoselimina el criterio de segmentación en tres niveles de ingresos (N1, N2 y N3) que se había puesto en marcha en 2022 y lo reemplaza por una única categoría de usuarios residenciales que requieren asistencia del Estado “para acceder al consumo indispensable de energía”. A su vez, bajo el mismo paraguas se incluyen no solo los subsidios a la electricidad y el gas natural que están bajo jurisdicción nacional sino también al GLP en garrafas de 10 kilos y al gas propano distribuido por redes, que se utilizan en zonas sin gas natural (Decreto 943/2025).
El gobierno redujo de 3,5 a 3 Canastas Básicas Totales el tope de ingresos que se considera por hogar para poder acceder a los subsidios. La referencia que se toma es la CBT para un hogar tipo de cuatro integrantes (dos adultos y dos menores), medida por el Indec. Según el dato oficial de enero, último disponible, esa canasta está valuada en $1.308.713. Por lo tanto, tomando en cuenta ese valor, el tope de ingresos por hogar se redujo de $4.580.495 a $3.926.139.
Valor de la Canasta Básica Total para un hogar de 4 miembros según el último informe del Indec.
También se prevé la continuidad del beneficio para hogares en el que resida al menos un titular con pensión vitalicia por veterano de guerra o con Certificado de Vivienda emitido por el Registro Nacional de Barrios Populares(ReNaBaP). Además, se dispone que en hogares que cuenten con al menos un integrante con Certificado Único de Discapacidad (CUD), la autoridad de aplicación “deberá evaluar en qué medida la discapacidad se traduce en necesidad económica para afrontar los servicios energéticos”.
Más allá del tope de ingresos, siguen vigentes también criterios de exclusión patrimonial (Disposición 2/2026). No pueden acceder a los subsidios:
Hogares cuyos integrantes posean al menos un automóvil con una antigüedad igual o menor a tres años, salvo que un integrante del hogar cuente con un CUD.
Hogares cuyos integrantes posean, en conjunto, tres o más inmuebles.
Hogares en los que al menos un integrante posea una embarcación de lujo.
Hogares en los que al menos un integrante posea una aeronave.
Hogares en los que al menos un integrante posea activos societarios.
2. ¿Hay que inscribirse al nuevo régimen?
El nuevo registro de Subsidios Energéticos Focalizados se conformó a partir del viejo Registro de Acceso a los Subsidios a la Energía (RASE) creado en 2022. El decreto 943/2025 aclara que los usuarios que ya estaban inscriptos al RASE no están obligados a inscribirse nuevamente para conservar el beneficio, pero los usuarios de garrafas o beneficiarios del Programa Hogar sí tienen que inscribirse. A su vez, los que percibían la Tarifa Social del Gas y viven en una serie de localidades listadas en la web de Energía, que tienen GLP por redes, también tienen que anotarse en el registro. Los que no venían recibiendo subsidio, pero ahora lo necesitan pueden inscribirse en el nuevo registro siempre y cuando cumplan con los requisitos fijados en el punto anterior.
3. ¿Cuántos kilowatts se les subsidia a los hogares?
Cuando se puso en marcha la segmentación tarifaria durante el gobierno de Alberto Fernández, los hogares N2, considerados de bajos recursos, recibían un subsidio por toda la energía consumida sin tope de volumen y los hogares N3, de ingresos medios, tenían un bloque subsidiado de 400 kWh mensuales.
En junio de 2024 el gobierno de Javier Milei recortó ese beneficio poniéndole un tope de 350 kWh mensuales a los N2 y reduciendo de 400 a 250 kWh el tope para los N3 (Resolución 90/2024).
La Secretaría de Energía estableció ahora que para la electricidad subsidiarán solo 300 kWh mensuales. Eso implica que para los que antes eran N2 el bloque subsidiado se reduce de 350 a 300 kWh y para los que eran N3 aumenta de 250 a 300 kWh. El excedente consumido por encima de esos valores paga la tarifa plena.
¿Por qué ahora amplían el bloque de consumo subsidiado de los sectores medios y reducen el de los sectores más humildes? Porque al eliminar la distinción entre N2 y N3 buscaron fijar el bloque subsidiado en un punto intermedio.
Otra novedad es que los 300 kWh mensuales se subsidiarán solo en los meses de enero, febrero, mayo, junio, julio, agosto, diciembre considerados los de mayor consumo eléctrico por cuestiones estacionales. En marzo, abril, septiembre, octubre y noviembre el bloque subsidiado será solo de 150 kWh mensuales.
4. ¿Cuántos metros cúbicos de gas se les subsidia a los hogares?
En 2022 se fijaron bloques de consumo subsidiado para todos los hogares N3 que varían según la distribuidora, el tipo de usuario residencial y el mes (Resolución 686/2022). Por ejemplo, un usuario R1 Nivel 3 de Naturgy tiene 19 metros cúbicos subsidiados en enero, pero en julio ese valor trepa a 56 metros cúbicos. Si los consumos superan esos valores, los usuarios deben pagar precio pleno por el volumen excedente.
En el caso de los hogares N2 el gobierno de Alberto Fernández no había fijado un tope de m3 subsidiados, pero en junio 2024 la administración de Milei replicó los topes de los N3 a los N2 (Resolución 91/2024).
Lo que hizo ahora el gobierno es respetar esos bloques de consumo subsidiado y extender esa misma lógica de bloques a los usuarios de gas propano por redes (Decreto 943/2025).
5. ¿Qué porcentaje del costo de la electricidad se subsidia?
En electricidad el gobierno estableció para 2026 una bonificación del 50% sobre el consumo base subsidiado, que, como ya se señaló, puede oscilar entre 150 y 300 kWh mensuales de acuerdo al período del año. A su vez, creó una bonificación transitoria adicional que comenzó siendo del 25% en enero y se reducirá de modo gradual hasta desaparecer a fin de año. Es decir, los usuarios que antes eran N2 y N3 arrancaron el año con una bonificación del 75% sobre el precio estacional de la energía eléctrica y a fin de año van a terminar teniendo solo un 50%. El 75% inicial significó un incremento de la bonificación ya que, según la resolución 36/2025, en diciembre los N2 estaban percibiendo un 65% y los N3 de un 50%.
El decreto 943/25 establece en su Anexo II cómo se irán reduciendo las bonificaciones extraordinarias durante 2026.
6. ¿Por qué el gobierno le incrementó la bonificación transitoriamente a los que reciben subsidio en electricidad?
El incremento transitorio de la bonificación apunta a administrar la transición entre el viejo y el nuevo esquema de subsidios. A los sectores de menos ingresos, que antes estaban agrupados en N2, les ampliaron la bonificación sobre el precio estacional de la energía (PEST) de 65% a 75% en enero –luego empieza a reducirse mes a mes-, pero ese mayor subsidio solo sirve para compensar parte de los mayores costos.
La bonificación transitoria –que fue del 75% en enero, pero en febrero ya bajó a 72,73% y en marzo será de 70,45%– coincidió con un incremento en febrero de 21% en el precio estacional de la electricidad que, como informó EconoJournal, estuvo motivado por la actualización del tipo de cambio de referencia y por la decisión política de poner fin al atraso que se acumuló durante el segundo semestre del año pasado cuando se utilizó esta variable como un amortiguador para evitar un mayor aumento de tarifas durante la campaña electoral.
La suba de la bonificación se combinó también con una reducción del bloque subsidiado que para los ex N2 pasó de 350 a 300 kWh en los meses de mayor consumo y en el resto del año cae a 150 kWh mensuales. Además, hay que tener en cuenta que desde junio del año pasado las tarifas de electricidad se vienen indexando con una fórmula polinómica que toma en cuenta la evolución del IPC y el IPIM y también se aplica la cuota mensual de la Revisión Quinquenal Tarifaria que se acordó con Edenor y Edesur, las dos distribuidoras que continúan bajo la órbita nacional. A esas compañías se les autorizó una recomposición del Valor Agregado de Distribución, pero el gobierno se los otorgó en 30 cuotas mensuales consecutivas hasta octubre de 2027. En el caso de Edesur esas cuotas son de 0,36% mensual y en Edenor suben a 0,42%.
Los sectores de ingresos medios que antes eran N3 y continúan subsidiados se vieron “beneficiados” en términos relativos frente a los ex N2 porque hasta diciembre tenían una bonificación del 50% que en enero trepó de modo transitorio al 75%. Además, el bloque de consumo subsidiado trepó para ellos de 250 a 300 kWh en los meses de mayor consumo –en el resto del año cae a 150 kWh mensuales–. pero eso fue porque al gobierno no le quedaba otra opción que concederles ese mayor beneficio para unificarlos con los ex N2, ya que ahora ambas categorías se fusionaron en una sola.
7. ¿Qué sucede con la bonificación en el caso del gas natural?
Al igual que en electricidad, se fijó una bonificación transitoria de 25 puntos porcentuales que se va reduciendo a lo largo del año, pero la bonificación base de 50 puntos porcentuales, que en electricidad está vigente todo el año, en gas solo regirá 6 meses, entre abril y septiembre.
El 50% que se bonifica del precio mayorista del gas, más allá de la bonificación extraordinaria de 2026, solo estará vigente 6 meses al año.
Los más golpeados en este caso son los sectores de bajos recursos, que antes eran N2, los cuales hasta diciembre tenían una bonificación de 65% sobre el precio mayorista fijado en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST) y en enero pasaron a tener solo 25%, en febrero 22,73% y en marzo 20,45 por ciento. Recién a partir de abril, a la bonificación extraordinaria se le suma el 50% de bonificación base que recibirán todos los inviernos. Este año en abril el subsidio sube entonces al 68,18% del precio del PIST (50% más la bonificación extraordinaria que para ese mes ya caerá al 18,18%).
Al mismo tiempo esos usuarios deben enfrentar en estos primeros meses del año una fuerte suba de costos que la bonificación extraordinaria no alcanza a compensar. A la indexación de tarifas por IPC e IPIM, se les suma la cuota de la RQT destinada a las distribuidoras gasíferas –son 31 cuotas consecutivas con un porcentaje que varía de acuerdo a la empresa–. Además, en este caso, el gobierno implementó un Precio Anual Uniforme del gas mayorista para evitar las variaciones estacionales. Ese precio es un promedio anual que varía para cada compañía (Resolución 23/2026). Para Metrogas, por ejemplo, en febrero es de US$ 3,696 por millón de BTU, un 25% más caro que los US$ 2,956 vigentes en enero (Resolución 605/25).
Precio del PIST que estará vigente para cada distribuidora en 2026, según la resolución 23/26.
En el caso de los sectores medios que siguen subsidiados –antes eran N3–, el impacto es menor porque ellos no venían recibiendo una bonificación de 65% sobre el PIST sino solo de 50%. Por lo tanto, si bien en enero tuvieron una bonificación de solo 25%, en febrero de 22,73% y en marzo de 20,45%, en abril será, al igual que en el caso de los sectores de ingresos bajos de 68,18% del precio del PIST (50% más la bonificación extraordinaria que para ese mes caerá al 18,18%).
Por lo tanto, para ellos el porcentaje bonificado aumentará entre abril y septiembre, al menos este año. Ese es el beneficio relativo que obtienen por haber sido fusionados ahora con los N2 en una misma categoría. No obstante, enfrentan la misma suba de costos que se señaló más arriba: indexación por IPC-IPIM, cuota correspondiente a la RQT y suba del PIST en los primeros meses del año.
El gobierno decidió avanzar con este esquema por dos motivos:
a) El consumo de gas se concentra fundamentalmente en invierno. Por lo tanto, aunque a comienzos de año la suba de tarifas sea fuerte, se aplica sobre consumos que por lo general son muy bajos.
b) La intención oficial era reducir la bonificación que se otorga por Zona Fría, pero no pudo hacerlo porque requiere la intervención del Congreso. Eso significa que el 50% de los usuarios del país siguen siendo beneficiados con subsidios adicionales vinculados con ese régimen, lo que disminuye el impacto de los aumentos detallados.
8. ¿Quiénes pierden el subsidio a partir de la puesta en marcha de este nuevo sistema?
El gobierno informó en noviembre que la baja en el tope de ingresos, al pasar de 3,5 a 3 CBT, afectará solo al 4% de los hogares que venían recibiendo subsidios a la electricidad y el gas natural. En el caso del servicio eléctrico, dejaron trascender que son unos 145.000 usuarios residenciales sobre un total de 16,6 millones de clientes en todo el país. La exclusión de esos usuarios la realizará el propio gobierno a partir de distintos cruces de datos. Cuando son excluidos del registro, esos hogares comienzan a pagar el precio pleno de la energía.
9. ¿Qué cambió a partir de ahora para los hogares que eran N1?
Desde que el gobierno de Alberto Fernández puso en marcha la segmentación en 2022, se aseguró públicamente que los usuarios N1 ya no iban a recibir subsidio, pero en los hechos el valor que han venido pagando por la energía por lo general nunca equivalió al costo real de abastecimiento. De hecho, el Observatorio de Tarifas y Subsidios del Instituto Interdisciplinario de Economía Política (IIEP), dependiente de la UBA y el CONICET, precisó en su último informe que los usuarios N1 se hicieron cargo en enero de este año del 95% del costo de la electricidad y del 75% del costo de abastecimiento del gas, manteniendo algún nivel efectivo de subsidio. El gobierno prometió que a partir de ahora pagarán la totalidad del costo de abastecimiento.
Por lo tanto, se supone que dejarán de percibir ese pequeño subsidio que aún tenían y además deberán afrontar la suba del precio mayorista del gas y la electricidad que se aplicó en febrero, más el incrementó del VAD y la indexación por IPC e IPIM.
El aumento en febrero para este sector, que representa a cerca del 40% de los hogares, osciló entre el 10 y el 15 por ciento, porcentaje aplicado sobre tarifas que ya venían siendo sustancialmente más altas que para el resto de los usuarios.
10. ¿Cómo se subsidiará a los que consumen gas con garrafa?
Durante la administración anterior, aquellos hogares más vulnerables, dentro del amplio universo de quienes no tienen gas por red, recibían un subsidio equivalente al 80% del precio máximo de la garrafa a través del Programa Hogar, creado por el decreto 470/2015.
La resolución 568 de julio de 2023 fue la última que actualizó el precio de ese subsidio. El anexo I de esa norma incluía una tabla con los valores por jurisdicción para los meses de junio, julio, agosto y septiembre de ese año. En el caso de la provincia de Buenos Aires, por ejemplo, el valor para septiembre de 2023 de la garrafa de 10 kilos era de 1539 pesos, cifra equivalente en ese entonces al 80% del precio máximo permitido, que se elevaba a 1923,75 pesos con la inclusión del IVA y los costos de fraccionamiento y distribución para esa zona.
Si bien en aquel momento costaba conseguir la garrafa al precio máximo y había un mercado blue donde se la cobraba más cara, por lo general los distribuidores oficiales de YPF solían respetar el precio máximo.
El gobierno de Javier Milei mantuvo congelados esos subsidios y, por lo tanto, el monto del beneficio se fue licuando de manera acelerada en términos reales. Además, la resolución 216/24 de agosto de 2024 flexibilizó la regulación vigente. A partir de entonces dejaron de existir “precios máximos” y el gobierno solo fijó “precios de referencia”.
La resolución 394/24 de diciembre de 2024 fijó el precio de referencia en 10.500 pesos para una garrafa de 10 kilos, pero el Estado le seguía compensando a un usuario bonaerense solo 1539 pesos. De ese modo, la bonificación que antes cubría el 80% del precio máximo –no del precio real de mercado–, en diciembre de 2024 solo cubría 14,6% del precio de referencia. Muchos usuarios comenzaron a denunciar además que el subsidio se pagaba con mucha demora o ni siquiera se pagaba.
El próximo paso se concretó en julio del año pasado cuando el decreto 446/2025 liberó completamente el mercado y ya dejaron de publicarse los precios de referencia. El valor del GLP en el mercado local comenzó a estar alineado con la paridad de exportación.
El gobierno instruyó ahora a la Secretaría de Energía a través del decreto 943/25 para que, en colaboración con la Anses, disponga, en un plazo de 6 meses que comenzó a correr el 2 de enero, todas las medidas necesarias para garantizar la migración de los casi 3,5 millones de beneficiarios del Programa Hogar al nuevo régimen de Subsidios Energéticos Focalizados.
Inicialmente trascendió que aquellos que se registren recibirán un subsidio equivalente al costo de una garrafa de 10 Kg en los meses de frío y media garrafa en el resto del año a través de billeteras virtuales. Sin embargo, el decreto 943/25 aclara que entre las tareas pendientes se contempla “la evaluación y determinación del consumo base indispensable medido en cantidad de garrafas de 10 kilos por mes o por período estacional y por hogar, pudiendo contemplar la zona en la que está ubicado el hogar y la cantidad de convivientes, así como la correspondiente bonificación y la forma de percepción de los beneficios por parte de los usuarios”.
Es decir, por ahora hay pocas precisiones sobre cómo se va a implementar este beneficio. De hecho, no está claro cuál va a ser el precio que se tome como referencia para calcular el subsidio porque en la actualidad es un mercado que ya no cuenta con ningún precio de referencia.
Finalmente, después de que Tenaris perdiera frente a la empresa india Welspun la licitación por la provisión de tubos para el proyecto Gas Natural Licuado de Southern Energy (SESA) de Vaca Muerta, y de que el gobierno saliera al cruce del Grupo Techint, el presidente de la compañía, Paolo Rocca, hizo pública su postura al respecto.
En una carta titulada «Desafíos para una Argentina Competitiva», Rocca detalla desde su perspectiva el escenario de la licitación en cuestión y el rol de Techint en particular. Además, describe los logros del gobierno y marca la necesidad de «la defensa de la industria frente a las importaciones en condiciones de competencia desleal«.
Estructurada en tres ejes principales, la misiva es la siguiente:
Desafíos para una Argentina competitiva
«He leído con atención los comentarios del presidente Milei y las intervenciones de sus ministros sobre la conducta de Tenaris en ocasión de una licitación de tubos de conducción para SESA, un importante proyecto para la exportación de LNG desde Argentina.
Querría aclarar algunos aspectos relevantes de nuestra posición sobre este asunto:
La licitación SESA es una empresa privada que licitó la provisión de 137 mil toneladas de tubos de acero de 36” de diámetro, con recubrimiento anticorrosivo.
Tenarises una empresa privada que participó con una oferta de 2.090 dólares por tonelada, un precio equivalente a los valores en las principales economías libres como Estados Unidos o Europa, y consistente con los costos directos e indirectos de nuestra operación en Argentina.
Al ser informados de que había otra oferta a menor precio por parte de un proveedor de origen indio, y siguiendo una práctica absolutamente lícita y habitual en el marco de una relación entre privados, propusimos reducir nuestro precio un 24% hasta igualar la oferta india, y lo hicimos solo para preservar la operación industrial a largo plazo, aunque no resulte rentable para este negocio en particular.
SESA, actuando en el pleno respeto de sus reglas internas, decidió adjudicar el proyecto al proveedor indio. Perdimos entonces una licitación importante, que representa alrededor del 60% del volumen anual del mercado argentino de tubos con costura.
El nivel de precios de este proyecto resulta inferior al de proyectos anteriores, cuando el precio del acero y el petróleo en el mundo era el doble que el actual, impactado por la pandemia y por la invasión de Rusia a Ucrania.
El mercado mundial del acero
La industria siderúrgica y sus derivados atraviesan un escenario global de fuerte sobrecapacidad, impulsado por políticas de exportación agresivas de algunos países asiáticos que no operan bajo reglas de mercado. Frente a esta situación, aparece la lógica reacción defensiva de las principales economías occidentales aplicando aranceles, cuotas y acciones antidumpingque buscan evitar que el comercio desleal afecte sectores estratégicos como el siderúrgico, relevante para toda la cadena de valor industrial.
Estados Unidos, bajo la conducción del presidente Trump, introdujo aranceles del 50% a la importación de acero de todos los orígenes (incluida la Argentina). Europa aplica una salvaguarda que combina cuotas y aranceles que ascenderán al 50%. México y Canadá actúan en la misma dirección con aranceles en el orden del 35% y 50%, respectivamente. Brasil también, frente a un incremento relevante de las importaciones desde China, ha introducido una salvaguarda que aplica cuotas y aranceles del 25%. Incluso la India aplica una salvaguarda contra las importaciones de acero.
El freno a la exportación de acero chino de manera directa o indirecta -vía terminación en terceros países- en estas grandes áreas económicas, está provocando un desvío de excedentes comerciales a precios de dumping hacia países relativamente más abiertos, como es hoy la Argentina.
En el acuerdo recientemente firmado entre Argentina y Estados Unidos hay dos secciones muy relevantes sobre la aplicación de reglas del juego en el comercio:
Alineación en materia de seguridad económica: Argentina reforzará la cooperación con Estados Unidos para combatir políticas y prácticas no orientadas al mercado por parte de otros países. Ambos países también se han comprometido a identificar herramientas para alinear enfoques en control de exportaciones, seguridad de inversiones, evasión de aranceles y otros temas relevantes.
Empresas estatales y subsidios: Argentina se ha comprometido a abordar posibles acciones distorsivas de empresas estatales y a revisar los subsidios industriales que puedan afectar la relación comercial bilateral. Sin lugar a duda, la Argentina debe abrirse al mundo y nosotros apoyamos este proceso. Pero la forma en la que nos abrimos nos parece muy importante. La defensa de la industria frente a las importaciones en condiciones de competencia desleal es fundamental para alentar la confianza de los inversores que quieren apostar al fortalecimiento de las cadenas de valor de los sectores en los cuales la Argentina tiene ventajas competitivas como la agroindustria, la energía y la minería.
El Grupo Techint en la Argentina
Tenaris, del Grupo Techint, se había presentado a la licitación para la provisión de tubos de LNG en SESA.
La actual administración ha logrado resultados importantes en la recuperación de la economía, bajando la inflación, reduciendo la dimensión del Estado y asegurando el equilibrio fiscal, lo que ha generado una baja del riesgo país y un fuerte apoyo del gobierno de Estados Unidos.
También ha logrado un sólido respaldo en las elecciones de medio término, y tiene abierto el camino para implementar reformas esenciales para promover la competitividad de los sectores productivos que hoy tienen que soportar una carga tributaria muy superior a la de sus competidores.
Adicionalmente, las empresas actúan hoy en un contexto de relaciones laborales y de informalidad. Las empresas del Grupo Techinthan apoyado directamente la acción de la actual administración en todas las oportunidades de diálogo en el país y en el exterior, y manifestado su confianza con inversiones relevantes en la Argentina.
Como Grupo invertimos en el país 1.400 millones de dólares en 2024, 1.600 millones en el 2025 y tenemos comprometidos 2.400 millones para el 2026, que ya están en curso.
Hacia adelante, apostamos a una Argentina que pueda también crecer en su actividad industrial y competir en el mundo. Un ejemplo es Tenaris que exporta actualmente el 70% de su producción en Campana. Para lograrlo es muy importante que el sector privado tenga un diálogo constructivo con el Gobierno sobre las políticas de inserción en el comercio mundial y las reformas esenciales para la competitividad de las empresas.
La construcción de industrias competitivas demanda conocimiento que se incorpora a lo largo del tiempo, recursos humanos calificados, innovación y tecnología, inversión sostenida, compromiso con la comunidad y mucha determinación. Este es el camino que muchas empresas han recorrido en todos los sectores. El Grupo Techint seguirá apostando por el desarrollo de la Argentina como lo ha venido haciendo desde hace 80 años«.
El ministerio de Economía aprobó, a través de la Resolución 89/2026, el Plan de Acción y Presupuesto para el ejercicio 2026 de Dioxitek Sociedad Anónima, empresa estatal argentina especializada en la producción de dióxido de uranio y Cobalto-60, actuante en el ámbito de la Secretaría de Asuntos Nucleares.
Un anexo de la R-89 se refiere a Rentabilidad y resultados, señalando que “Se proyecta un resultado operativo positivo para el ejercicio 2026”, y respecto de la construcción de la nueva planta (NPU) afirma que “en esta se está invirtiendo para la mantención en condiciones del activo en construcción”.
El presupuesto 2026 de la empresa refleja una situación de equilibrio operativo con una rentabilidad positiva, proyectando un ahorro de cuatro mil cuatrocientos treinta ocho millones de pesos ($ 4.438.000.000), derivado de ingresos totales estimados en treinta mil novecientos treinta y tres millones de pesos ($ 30.933.000.000), frente a gastos operativos que alcanzarían los veinticinco mil quinientos treinta y cinco millones de pesos ($ 25.535.000.000).
Tales gastos, repartidos entre remuneraciones por quince mil setecientos ochenta y dos millones de pesos ($ 15.782.000.000) y bienes y servicios por nueve mil setecientos cincuenta y tres millones de pesos ($ 9.753.000.000) con otras pérdidas estimadas en novecientos sesenta millones de pesos ($ 960.000.000)”.
“Si se contemplan las inversiones en alrededor de tres mil seiscientos sesenta y dos millones de pesos ($ 3.662.000.000), el saldo neto (superávit) se ubica en aproximadamente setecientos setenta y cinco millones de pesos ($ 775.000.000), lo que confirma que la empresa puede financiar su plan de inversiones con el flujo generado por la operación”, puntualiza la Resolución.
En cuanto a la producción de la Planta, se indica que “Para el ejercicio 2026, la empresa proyecta una producción total de ciento noventa toneladas (190 tn) de polvo de Dióxido de Uranio (UO₂), los cuales serán vendidos a NASA”.
“Respecto de las Fuentes Selladas de Cobalto (Co-60), dado que no se proyecta cosecha productiva, se entregarán los remanentes de la cosecha productiva anterior”. Acerca de la estrategia comercial y posicionamiento en el mercado se indica que “DIOXITEK SA es el único productor nacional de polvo de Dióxido de Uranio (UO₂) y de Fuentes Selladas de Cobalto (Co-60), dos (2) insumos críticos para la generación de energía nuclear y del sector médicoindustrial”.
En el referido anexo de la R-89 se destaca que “gracias a los nuevos precios acordados con Nucleoeléctrica Argentina Sociedad Anónima (NASA) que mejoran la cobertura de costos fijos y variables y refuerzan la sostenibilidad operativa, la empresa deja atrás las restricciones económico-financieras que atravesó durante los últimos años. Se espera un impacto favorable y progresivo en flujo de fondos y margen operativo a medida que se ejecute el plan de producción y entrega de Dióxido de Uranio (UO₂)”.
Respecto de la comercialización de Fuentes Selladas de Cobalto (Co-60), 2026 será un año sin cosecha productiva, debido a que el ciclo de irradiación finaliza a fines del año, junto con el cronograma de parada de Embalse para extracción del material. Este esquema bianual implica menores ventas en 2026, las cuales son compensadas con los ingresos del ciclo anterior y la reanudación comercial en el ejercicio siguiente, se describió.
En paralelo, la compañía continúa invirtiendo en la Nueva Planta de Uranio (NPU), con erogaciones orientadas al mantenimiento y preservación del activo en construcción hasta su puesta en marcha, se puntualizó en la R-89.
La 21ª International Conference & Exhibition on Liquefied Natural Gas (LNG2026) se desarrolló esta semana en Qatar
Esta semana se desarrolló en Doha, Qatar, la 21ª International Conference & Exhibition on Liquefied Natural Gas (LNG2026), el mayor punto de encuentro global para medir el pulso al mercado del gas natural licuado. Las principales empresas productoras de LNG del mundo, y sus compradores, estuvieron representadas en el evento por su plana ejecutiva. Las presentaciones y discusiones reflejaron claramente que el LNG dejó de ser solo una “mercancía energética” para consolidarse como un activo estratégico donde la geopolítica se convierte en una variable dura de negocio. En ese marco, la Argentina aparece mencionada recurrentemente como un potencial jugador emergente a partir de Vaca Muerta, siempre que logre convertir su recurso en proyectos ejecutables, financiables y con reglas de largo plazo.
LNG: un mercado que se reordena
En varias sesiones se repitió la idea de que el mercado está entrando en una nueva etapa: empieza a asomar una “ola” adicional de oferta global, con Estados Unidos y Qatar como protagonistas, mientras Europa sigue reconfigurando su matriz y Asia suele ser el mercado de ajuste que absorbe o libera volúmenes y con eso influye en precios y rutas. El impacto de este reordenamiento no es solo de precios: también reabre discusiones sobre seguridad de suministro, dependencia de proveedores, y la necesidad de contratos que resistan shocks. Europa, en particular, continúa condicionada por la guerra en Ucrania y por el tratamiento que Occidente decida darle al gas ruso. Aun cuando el mercado empiece a percibir más oferta disponible, la seguridad de suministro en Europa sigue siendo una prioridad política, y eso influye directamente en cómo negocia, qué acepta en términos contractuales y qué riesgos está dispuesta a pagar.
Regulación de metano
Otro tema transversal tratado en la conferencia, con impacto jurídico y comercial inmediato, fue el rol creciente de la regulación ambiental, especialmente en metano. La discusión ya no está en el “objetivo” (reducir emisiones), sino en el “cómo”: medición, trazabilidad, verificación y, sobre todo, consecuencias comerciales. Sin embargo, ciertas exigencias regulatorias pueden operar como barreras de acceso si no se ajustan a la realidad operativa de toda la cadena. En Europa, el riesgo percibido es doble: multas relevantes y un marco de cumplimiento que, si no se implementa con gradualidad y criterios verificables, puede desalentar nuevos acuerdos de suministro justamente cuando la región necesita diversificar fuentes.
Bernardo Bertelloni, abogado especializado en la industria del petróleo y el gas
El contrato vuelve al centro
Otro punto de interés discutido es que el contrato definitivamente pasó a definir si un proyecto es financiable, si puede alcanzar FID (Final Investment Decision) y si resiste escenarios adversos. Con más volatilidad geopolítica y regulatoria, gana peso el diseño contractual que permita convivir con distintos escenarios. Eso se refleja en la agenda de negociación: flexibilidad de destinos, derechos de desvío, indexaciones, mecanismos de revisión, tolerancias operativas, y cláusulas que contemplan cambios regulatorios relevantes. En paralelo, con un mercado que podría volver a ser más competitivo, algunos desarrolladores señalaron que será más complejo cerrar offtake de largo plazo para proyectos pre-FID, salvo que exista un sponsor con capacidad de portafolio o una estructura que reduzca riesgo de ejecución.
Rutas y logística
Otro eje fue la logística. En LNG, el riesgo ruta puede ser tan determinante como el riesgo precio. Canal de Panamá, rutas alternativas, capacidades de shipping y restricciones geopolíticas en determinados pasos marítimos no son temas secundarios.
La consecuencia es que algunos proyectos ganan atractivo no solo por su costo de producción, sino por su acceso a mercados y su capacidad de servir a más de una cuenca, Atlántico y Pacífico, mitigando riesgos logísticos.
«En LNG, el riesgo ruta puede ser tan determinante como el riesgo precio. Canal de Panamá, rutas alternativas, capacidades de shipping y restricciones geopolíticas en determinados pasos marítimos no son temas secundarios», aseguró Bertelloni
Energía adicional
Aunque el debate de transición energética estuvo presente, apareció con fuerza una idea: más que un reemplazo lineal de fuentes, lo que se observa es “adición” de energía. Las renovables crecen, pero la demanda global también. En ese contexto, el gas/LNG se consolida como respaldo firme para sistemas eléctricos que incorporan intermitencia, y como insumo industrial crítico.
Los países buscan seguridad energética, y el LNG ofrece una herramienta flexible frente a shocks. Por eso los gobiernos y los grandes compradores miran al LNG no solo como commodity sino como instrumento de política energética.
¿Dónde entra la Argentina?
En este marco, Argentina aparece con una ventana de oportunidad concreta, apalancada en Vaca Muerta. Sin embargo, el planteo en las discusiones fue muy pragmático: el diferencial no lo define únicamente el subsuelo, sino la capacidad de ejecución integrada, upstream competitivo, midstream suficiente, estabilidad macro-regulatoria y contratos bancables.
En el programa técnico de la conferencia, el autor de esta columna participó con una presentación sobre el potencial exportador argentino, “Desbloqueando el potencial de LNG de Argentina: Vaca Muerta y el camino hacia los mercados globales”. El mensaje central fue que el recorrido más realista es por etapas, escalable, con foco en reducir riesgos de capital y de ejecución, incluyendo esquemas de FLNG, acompañado por reglas estables y estructuras contractuales que permitan cerrar acuerdos de largo plazo y acceder a financiamiento.
LNG2026 dejó una idea clara: ya no se decide solo por oferta y demanda, sino por seguridad, regulación, diplomacia y reglas de acceso a mercado. En esa realidad, la pregunta no es “si habrá LNG”, sino bajo qué condiciones se lo podrá contratar, financiar, certificar, transportar y hacer circular. Ello exige mirar el negocio y hacer el análisis legal con un enfoque interdisciplinario, porque la incertidumbre geopolítica se traslada a la estructura de riesgos de los contratos.
(*) Bernardo Bertelloni es abogado especializado en la industria del petróleo y el gas. Es socio de Martelli Abogados.
El congreso reunirá a expertos de clase mundial para analizar el escenario actual y futuro de los yacimientos argentinos
Tras consolidarse como el referente técnico en Chile y otros distritos mineros de la región, Latin Rocks anuncia el lanzamiento de «Argentina Rocks 2026». Este congreso especializado en exploración geológica llega en un momento clave para la industria, con el objetivo de transformar el potencial mineral del país en oportunidades de inversión concretas y sustentables.
A diferencia de las ferias mineras tradicionales, Argentina Rocks se posiciona como un encuentro de nicho técnico-estratégico. El evento pondrá el foco en el origen de la cadena de valor: la exploración. Bajo la premisa de que no existe un futuro productivo sin una base geológica sólida, el congreso reunirá a expertos de clase mundial para analizar el escenario actual y futuro de los yacimientos argentinos.
Un enfoque federal
La elección de Mendoza como sede responde a su capacidad de conectividad internacional, factor clave ya que se prevé que el 50% de la participación provenga del extranjero. No obstante, el evento mantiene una visión profundamente federal.
«Argentina Rocks es un congreso que abarca todas las potencias de exploración del país. Buscamos mostrar los éxitos en San Juan, Catamarca, Salta, Santa Cruz y el Macizo del Deseado«, señalan desde la organización.
Como parte de esta integración regional, el programa incluye dos visitas a terreno en San Juan, lideradas por expertos de alto nivel, conectando así los polos mineros más importantes de la cordillera.
Transparencia y datos: El fin de los mitos
En un contexto de renovado interés por minerales críticos como el cobre, el oro y la plata, el congreso contará con más de 8 relatores magistrales confirmados. El objetivo es claro: combatir los mitos del sector con datos duros y hechos científicos, fomentando una industria transparente y atractiva para los grandes capitales.
El congreso contará con más de 8 relatores magistrales confirmados
Detalles del evento
Fecha: 27 y 28 de mayo de 2026.
Sede: Ciudad de Mendoza, Argentina.
Perfil: Líderes de exploración, geólogos, empresas multinacionales y tomadores de decisiones estratégicas.
Con un interés récord registrado a la fecha, Argentina Rocks 2026 promete marcar un antes y un después en la forma en que el mundo percibe y valora el potencial geológico argentino.
Un análisis reciente pone de manifiesto una paradoja en el desarrollo de la cuenca neuquina: mientras el petróleo vuela con crecimientos interanuales del 28% y proyecta superar el medio millón de barriles diarios en 2025, el gas natural camina a un ritmo mucho más lento, con un avance proyectado de apenas el 2,8%. Esta “brecha de velocidades” obliga a repensar la infraestructura y las prioridades de inversión para el corto plazo.
Petróleo:
El motor del presente Desde 2019, la producción de petróleo en Vaca Muerta se disparó un 410%. Este auge está traccionado por una capacidad de evacuación que se expande con proyectos como el Duplicar de Oldelval y el futuro Vaca Muerta Sur. El crudo tiene salida inmediata al mercado global, lo que genera divisas líquidas y una curva de aprendizaje que ha llevado los costos de perforación a niveles de competitividad internacional.
Gas:
El cuello de botella del mercado interno A diferencia del petróleo, el gas natural enfrenta un techo: el mercado local ya está saturado en gran parte del año. Sin plantas de licuefacción (GNL) operativas, no hay incentivos suficientes para que las operadoras inviertan los miles de millones de dólares necesarios para un salto de escala. El gas apenas creció un 55% en los últimos cinco años, un ritmo que palidece frente al del crudo.
La apuesta por el GNL hacia 2027
La verdadera transformación del gas llegará cuando Argentina logre exportar su excedente en forma de GNL. Se estima que se requieren inversiones cercanas a los u$s 50.000 millones para convertir el gas en un commodity global. Analistas sugieren que la ventana de oportunidad se abrirá con fuerza en el segundo semestre de 2027, pero el riesgo latente es que la “fiebre del petróleo” termine postergando las obras de base que el gas necesita hoy.
La Visión de Runrún Energético:
La matriz a dos velocidades es un síntoma de madurez pero también una alerta. No podemos permitir que el éxito del petróleo nos haga perder de vista que el gas es el combustible de la transición y la verdadera llave para que Argentina juegue en las grandes ligas energéticas. El desafío para 2026 será equilibrar los incentivos para que el gas no quede como un recurso “atrapado” mientras el petróleo se lleva toda la atención de los mercados.
Los indicadores de la industria para el ciclo 2026 confirman que el petróleo no convencional en Argentina mantiene su curva ascendente. Según proyecciones de consultoras estratégicas como Rystad Energy, se espera que la actividad en los yacimientos de shale oil crezca por encima del 20% anual, impulsada por una mayor eficiencia operativa y la puesta en marcha de infraestructura clave de evacuación.
El motor del VMOS (Vaca Muerta Oil Sur)
El gran habilitador de este crecimiento es el avance del proyecto Vaca Muerta Oil Sur. Al inicio de este año, la obra ya supera el 50% de ejecución global. Se prevé que para finales de 2026, la primera etapa del ducto sume unos 180.000 barriles diarios de capacidad de transporte, eliminando los cuellos de botella que limitaban el despacho de crudo hacia el Atlántico y permitiendo una planificación más agresiva de las perforaciones.
Nuevos yacimientos en escena
Si bien los bloques estrella como Loma Campana y La Amarga Chica siguen liderando, 2026 será el año de la aceleración para nuevos proyectos de peso. Compañías como Pampa Energía en Rincón de Aranda y Pluspetrol en Bajo del Choique están escalando sus operaciones, sumando nuevos sets de fractura y equipos de perforación de alta tecnología que permiten completar pozos en tiempos récord.
Competitividad ante la volatilidad de precios
Un dato alentador para los inversores es la resiliencia de la cuenca neuquina. Gracias a la optimización de costos y la mejora en las etapas de fractura por día, Vaca Muerta se consolida como una plaza competitiva incluso en escenarios de precios internacionales moderados (u$s 50-60 el barril), lo que asegura que el flujo de capitales hacia el Upstream local no se detenga ante fluctuaciones externas.
La Visión de Runrún Energético:
El crecimiento del 20% no es solo un número; es la confirmación de que Vaca Muerta ha pasado de ser una promesa a una realidad de escala global. La clave de 2026 será la sincronización: de nada sirve perforar más si no terminamos el VMOS a tiempo. Por ahora, los planetas parecen alineados para que el petróleo sea el gran generador de divisas que la macroeconomía argentina necesita.
