Edesur tiene tres veces más cortes de electricidad que Edenor, según el último informe de calidad de servicio del ENRE.
Las distribuidoras eléctricas Edenor y Edesur operan en el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA), tienen los mismos cuadros tarifarios y exigencias similares en materia de calidad en el servicio establecidas por el Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE). Sin embargo, Edesur tiene tres veces más cortes de electricidad que Edenor, según datos oficiales del ente regulador.
Además del nivel de inversión de los últimos años, donde hubo gobiernos con distintas políticas sobre subsidios y tarifas, existen otros aspectos que marcan una diferencia en el servicio de ambas distribuidoras como son las subestaciones nuevas, las exigencias en las instalaciones a la nueva demanda, la reparación del cableado y cámaras transformadoras y hasta el rol del management y la capacidad operativa para gestionar la red eléctrica.
Inversiones
Según lo que presentó cada distribuidora en la audiencia pública para la Revisión Quinquenal Tarifaria (RQT) realizada el 27 de febrero del año pasado, Edesur invirtió $ 859.000 millones entre 2017 y 2024.
Mientras que Edenor informó en la misma audiencia pública que mantiene un nivel de inversión de US$ 205 millones en promedio por año en el período que va de 2013 a 2025.
Subestaciones
Las subestaciones son clave en la operación y confiabilidad de las redes de distribución. Edenor (3,3 millones de usuarios) cuenta con 85 subestaciones para un área de cobertura de 4.637 km2 y con 41.896 km de redes de alta (AT), media (MT) y baja tensión. En los últimos 9 años Edenor construyó 13 nuevas subestaciones AT/MT. También concretó ampliaciones en otras 15 subestaciones AT/MT y cuatro en AT/AT.
Por su parte, Edesur (2,7 millones de usuarios) cuenta con 72 subestaciones para un área de cobertura de 3.300 km2 y una red de 29.082 km, según información que dio la empresa en la audiencia pública de RQT. La distribuidora del grupo italiano Enel inauguró en 2023 la subestación Elisa Bachofen en la localidad de San Vicente.
Edesur tiene peores registros que Edenor en frecuencia y duración de los cortes de electricidad, que están medidos por los indicadores internacionales SAIDI (Índice de Duración Promedio de Interrupciones del Sistema) y SAIFI (Índice de Frecuencia Media de Interrupciones del Sistema), clave para determinar la confiabilidad del sistema. En el último informe del ENRE, Edenor logró los mejores indicadores desde que inició su operación en 1992.
Edenor exige la instalación de cámaras transformadoras a los edificios nuevos para conectarlos a las red.
Cámaras transformadoras para la nueva demanda
Otra diferencia entre distribuidoras es sobre cómo gestionan el crecimiento de la demanda. Según un relevamiento que hizo EconoJournal de distintas fuentes del sector, para conectar a la red a los edificios nuevos Edenor exige la instalación de cámaras transformadoras.
“Esta medida genera resistencia en los desarrolladores inmobiliarios porque el espacio que ocupa una cámara transformadora es similar a una o dos cocheras, dependiendo el tamaño del edificio, pero es la forma que tenemos para que el sistema opere en mejores condiciones”, explicaron a este medio desde la distribuidora.
El inciso G del Artículo 1 del Reglamento de Suministro de Energía Eléctrica validada por la RQT 2025-2030 -aprobada el año pasado por el ENRE- no establece como obligatoria la instalación de cámaras transformadoras en nuevas demandas superiores a 60 kVA (kilovatios amperios) y lo deja “a requerimiento de la distribuidora”. Es decir, la normativa faculta a cada distribuidora a exigir cámaras transformadoras.
Otra fuente con conocimiento del sector eléctrico explicó EconoJournal que “la falta de cámaras transformadoras en edificios nuevos es una de las principales razones que explican los cortes de electricidad sistemáticos en barrios con mayor crecimiento inmobiliario como, por ejemplo, Caballito, Almagro, Villa Crespo y Boedo, que están en el área de Edesur”. Lo mismo ocurre en municipios como Lomas de Zamora, Lanús, Quilmes, Avellaneda, Florencio Varela y Ezeiza, entre otros, también en el área de la misma distribuidora.
Management
El grupo Enel, que depende del Ministerio de Economía y Finanzas de Italia, adquirió en 2009 la mayoría accionaria de Edesur. Sin embargo, desde hace algunos años la distribuidora de la zona sur del AMBA dejó de tener valor estratégico para el grupo. En 2022, Enel anunció que se iba a desprender de sus activos en la Argentina en un plan de desinversión que incluía a otros países. A partir de un pedido directo del presidente argentino Javier Milei a la primera ministra italiana Giorgia Meloni, en 2024 Enel definió no salir del país.
De todos modos, el grupo italiano no pudo conformar un management acorde a lo que requiere la operación de la distribuidora (Edesur abastece al 16% de la demanda del país). El 1° de enero Valter Moro dejó la gerencia general de Edesur por motivos personales, según explicó la empresa. En reemplazo asumió Luis Guillermo Prada Suárez, que trabajaba para Enel en Colombia.
El grupo italiano le dio más valor estratégico a otros activos en otros países que a Edesur. Esto le quitó agilidad en la toma de decisiones y operatividad en la Argentina. Fuentes del sector afirmaron a EconoJournal que hasta las actualizaciones de los salarios bajo convenio de Edesur son aprobadas en las oficinas que Enel tiene en Roma.
Imagen de El Perdido, que abarca un área de 6.878 hectáreas en el oeste de Mendoza, cerca del límite con Chile.
La minera canadiense Kobrea Exploration comenzó la fase 1 de la primera etapa de exploración del proyecto de cobre El Perdido, ubicado en el distrito de Malargue en la provincia de Mendoza. La empresa informó que completó el traslado al lugar de los equipos de exploración y empezará en los próximos días los trabajos de campo. En esta etapa la minera planea invertir alrededor de US$ 20 millones.
La Legislatura de Mendoza aprobó en diciembre el estudio de impacto ambiental del proyecto de cobre PSJ Cobre Mendocino y le dio luz verde a la vuelta a la minería de primera categoría en la provincia, que incluye al cobre, el oro y la plata, entre otros metales. PSJ fue el primero en obtener el permiso ambiental en Mendoza después de más de dos décadas.
El escenario del cobre a nivel mundial es de precios al alza y expectativas de aumento de la demanda en los próximos años. El cobre volvió a aumentar en lo que va de enero trepando a una cotización de alrededor de US$ 13.000 por tonelada en la Bolsa de Metales de Londres (LME). En 2025 la suba del precio del cobre a nivel internacional fue de casi 45% interanual.
El Distrito Minero de Malargüe tiene 34 proyectos de exploración con declaraciones de impacto ambiental ratificadas por la Legislatura.
Los proyectos de Kobrea, la minera canadiense
Kobrea es una minera junior y cuenta con 14 propiedades mineras que cubren un área de 73.334 hectáreas en Mendoza. Están incluidas en siete proyectos dentro del Malargüe Distrito Minero Occidental (MDMO), la iniciativa oficial para motorizar inversiones mineras en el oeste provincial.
Además de El Perdido, los otros proyectos de Kobrea que podrían contener depósitos de pórfidos de cobre de Malargüe Occidental son: Mantos de Cobre, Elena, Verónica, Sofi, Cuprum y El Destino. Estas iniciativas obtuvieron la aprobación de la Declaración de Impacto Ambiental (DIA). En paralelo, la minera planea iniciar la exploración en los últimos tres, que suman un total de 17.000 hectáreas.
El Perdido tiene 6.878 hectáreas y es el que está más avanzado de este grupo de proyectos. El primer programa de perforación diamantina que inicia la próxima semana “evaluará el centro del sistema de esta propiedad, donde se encuentra la mayor densidad de vetas de stockwork (un tipo de depósito mineral) de cuarzo asociadas a un conjunto de alteración potásica, y que ha sido intruido por una serie de brechas hidrotermales interminerales”, destacó Kobrea.
Los proyectos de Kobrea en Mendoza son El Perdido, Mantos de Cobre, Elena, Verónica, Sofi, Cuprum y El Destino.
Los proyectos del distrito minero de Malargüe en Mendoza se encuentran en la Franja de Pórfidos del Neógeno, que atraviesa la frontera entre la Argentina y Chile. Las propiedades de Kobrea incluyen sistemas de pórfidos de cobre y molibdeno poco explorados dentro de una franja de pórfidos de clase mundial, según estiman en la compañía.
La empresa, que también cuenta con un proyecto de cobre en Columbia Británica en Canadá, tenía previsto iniciar los trabajos de exploración diamantina en diciembre, pero sufrió una demora por problemas logísticos en el último tramo de la construcción de un camino de 14 kilómetros.
Mientras los cortes se multiplican y la calidad del servicio se degrada, Enel consolida ganancias récord en Sudamérica, apoyada en una estrategia regional que privilegia la rentabilidad de corto plazo sobre la inversión en infraestructura. La laxitud regulatoria, la debilidad de los organismos de control y el bajo costo político de incumplir contratos en Sudamérica configuran un terreno fértil para eludir exigencias, apelar sanciones y maximizar dividendos.
La eventual venta de Edesur aparece como una hipótesis cada vez más presente en el escenario argentino, aunque todavía envuelta en ambigüedad política y regulatoria. Para Enel, una desinversión permitiría reducir exposición a un activo social y políticamente conflictivo, con elevados pasivos en materia de imagen y aumento de las exigencias de inversión, en un país donde la rentabilidad futura dependerá tanto de tarifas como de la tolerancia estatal a un servicio deficiente.
Sin embargo, lcualquier operación de venta estaría condicionada por el aval del Estado (poder concedente) y del regulador, por la definición previa del marco tarifario y por la necesidad de garantizar continuidad del servicio, lo que reduce el universo de compradores que pretendan “hundir” capitales en un negocio típico de flujo de caja, con alto riesgo regulatorio.
En ese sentido, más que una salida inminente, la venta podría funcionar ser una estratégica de Enel como carta de negociación frente al regulador y al gobierno, que algo deberá hacer frente a los reclamos y a la mala calidad del servicio.
El corte de siempre
El apagón masivo de Edesur y el aumento tarifario son dos caras de una misma experiencia social: el deterioro del servicio eléctrico de la distribuidora italiana en un contexto de ajuste tarifario. El hecho de que casi un millón de personas, el penúltimo día del año, quedaran sin luz en una madrugada de calor extremo, mientras se oficializaba un nuevo cuadro tarifario, refuerza una percepción de desprotección del usuario y de disonancia entre discurso oficial y realidad cotidiana.
Desde el punto de vista institucional, se percibe una doble falla. Por un lado, la técnica —histórica y consuetudinaria— de Edesur que dejó en evidencia la falta de inversiones que fragilizan la infraestructura y la deficiente capacidad de respuesta ante eventos críticos. Por otro, la falla regulatoria y comunicacional: el colapso de la web del ENRE en el momento de mayor demanda de información simboliza la desidia del propio Estado como regulador y garante efectivo del cumplimiento del contrato de concesión frente al desinterés de las concesionarias.
En términos económicos, la paradoja central del ajuste: se incrementan las tarifas —tanto en distribución como en el precio mayorista de la energía— sin que ello se traduzca, al menos de manera inmediata y visible, en mejoras de calidad o confiabilidad del suministro. El aumento aparece así no como una herramienta para fortalecer el sistema, sino como una mera transferencia de recursos del usuario a la multinacional que agrava el malestar social.
Corte a la italiana
Durante la primera semana de marzo de 2025, se registraron dos cortes masivos de energía eléctrica en el mismo día y en concesión de EDESUR, que afectaron a amplias zonas de la Ciudad de Buenos Aires y el conurbano bonaerense. El primer apagón, ocurrido en horas de la mañana, dejó sin suministro a aproximadamente 550.000 usuarios y el segundo apagón afectó a unos 622.000 usuarios, lo que equivale a aproximadamente dos millones de personas. El apagón afectó a los tres poderes de la nación: la Casa de Gobierno, el Congreso y el Palacio de Tribunales.
Este corte también fue atribuido a fallas en una o dos líneas de alta tensión que impactó en varias subestaciones. Las zonas más afectadas incluyeron barrios porteños como Almagro, Balvanera, San Nicolás y Barracas, así como localidades del sur del conurbano, entre ellas Dock Sud, Avellaneda, Lanús, Gerli y Wilde.
El apagón generalizado coincidió con una jornada de muy altas temperaturas, lo que incrementó la demanda de energía y agravó la situación para los usuarios afectados. Con 44 grados de sensación térmica, sin semáforos, y sin energía en las antenas repetidoras de señal de telefonía celular, Buenos Aires fue un caos.
Sede Edesur, marzo de 2023
Crisis permanente
La mala calidad del servicio de Edesur se remonta a las postrimerías de las privatizaciones. Una permanente crisis operativa encuentra su origen en una serie de factores estructurales y operativos desde la concesión otorgada por el gobierno de Carlos Menem y, pese a los compromisos asumidos, la calidad del servicio nunca mejoró.
Desde su privatización, Edesur permaneció bajo control de capitales chilenos hasta que, en febrero de 1999, sufrió un apagón de proporciones históricas, consecuencia directa de la falta de inversiones en las redes eléctricas, pese a casi ocho años de tarifas dolarizadas. Este colapso del servicio, que se extendió durante once días —del 15 al 26 de febrero—, dejó sin suministro a miles de usuarios en pleno verano, convirtiéndose en el corte más prolongado registrado en la historia eléctrica argentina.
El impacto de aquel apagón fue devastador para la imagen de la empresa, generando un profundo malestar entre los usuarios y desencadenando una ola de protestas, cortes de calles y fuertes sanciones por parte de las autoridades.
La crisis aceleró cambios en la estructura accionaria de la compañía: hacia mediados de 1999, las acciones de Chilectra fueron absorbidas por la española Endesa, y en 2009, con la adquisición de esta última por parte del Grupo Enel, la multinacional italiana pasó a controlar Edesur junto con otros activos estratégicos a nivel local
Inversiones
El sistema eléctrico de la empresa exhibe un marcado deterioro como consecuencia de la falta de inversiones en mantenimiento y modernización de su infraestructura. Las líneas de alta tensión y las subestaciones, elementos vitales para la estabilidad del suministro, sufren fallas recurrentes debido a su antigüedad y a la ausencia de renovaciones oportunas. Algunas de las líneas subterráneas capitalinas son anteriores a la existencia de SEGBA.
No es extraño, por tanto, que los viejísimos cables soterrados y las instalaciones aéreas, con muchas décadas en funcionamiento, se tornen cada vez más vulnerables ante las altas temperaturas, las sobrecargas y el creciente consumo de energía.
A esta problemática se suma un incremento en la demanda que la compañía no ha sabido abastecer. En jornadas de altas temperaturas, cuando el uso de aires acondicionados y equipos eléctricos se dispara, la red de distribución de Edesur revela su incapacidad para abastecer de manera confiable a todos los usuarios dentro de su área de concesión. La precariedad del sistema, en estos casos, se traduce en interrupciones del servicio que afectan tanto a hogares como a industrias y comercios, generando un impacto negativo en la vida cotidiana y la actividad económica.
Más allá de los problemas técnicos y de capacidad, la gestión empresarial de Edesur ha sido objeto de críticas y sanciones por parte de las autoridades. El Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) ha multado en reiteradas ocasiones a la compañía por su incumplimiento en los estándares de calidad del servicio. En este contexto, el Gobierno nacional ha advertido en más de una oportunidad sobre la posibilidad de revocar la concesión, ante la persistencia de cortes masivos y la falta de respuestas efectivas a los reclamos de los usuarios. Asimismo, se ha cuestionado la estrategia financiera de la empresa, que ha sido acusada de privilegiar el reparto de dividendos entre sus accionistas en lugar de destinar los fondos necesarios para el mantenimiento y fortalecimiento de su infraestructura. Frente a esta situación, el Estado y el ENRE evalúan la adopción de nuevas sanciones y medidas regulatorias que garanticen una mejora sustancial en la prestación del servicio. Mientras tanto, la presión de los usuarios y de distintos municipios se intensifica, exigiendo una intervención más firme que impida la repetición de los cortes prolongados y asegure el acceso a un suministro eléctrico estable y confiable.
¿Estrategia de rentabilidad o pésimo gerenciamiento?
La filial sudamericana de Enel, Enel Américas, propietaria de Edesur, presenta un patrón de incumplimientos en la calidad del servicio eléctrico, marcado por cortes prolongados, deficiencias en mantenimiento e inversiones incumplidas en Argentina, Brasil, Chile, Perú y Colombia. La estrategia parece estar enfocada en maximizar utilidades a corto plazo, aprovechando la laxitud regulatoria de los “estados bobos” sudamericanos, lo que permite a la multinacional italiana priorizar la reducción de costos sobre la calidad del servicio y la atención al cliente.
Enel Américas presentó resultados financieros sobresalientes para el año fiscal 2024. La empresa alcanzó un ingreso neto récord de US$ 2.600 millones, lo que representa un incremento significativo en comparación con años anteriores. El EBITDA (beneficio antes de intereses, impuestos, depreciaciones y amortizaciones) se mantuvo estable en US$ 3.700 millones, a pesar de los desafíos en sus principales mercados. Como resultado repartió un dividendo total de US$ 800 millones en 2024, triplicando el dividendo por acción en comparación con el año anterior.
Argentina
No obstante las cifras de ganancias, Enel, la propietaria de Edesur, ostenta un compendio de incumplimientos a lo largo del continente que es digno de destacar. En Argentina, además de la mala calidad del servicio de Edesur —generalmente por falta de inversión— se destacan los cortes prolongados en el área metropolitana de Buenos Aires, afectando a miles de usuarios durante períodos críticos, como olas de calor o frío.
Además, muestra retrasos en las inversiones comprometidas, con claros incumplimientos en las inversiones estipuladas en planes regulatorios, lo cual ha impactado negativamente en la calidad y expansión de la red eléctrica.
Edesur ha sido señalada por su lenta respuesta en la reposición del servicio tras emergencias climáticas, como tormentas, lo que ha generado conflictos con el ENRE y la posibilidad de sanciones más severas, incluyendo la revisión de su licencia.
Enel São Paulo
El futuro de la concesión de distribución eléctrica de Enel São Paulo se volvió particularmente incierto a raíz de la reiteración de apagones masivos que dejaron, una vez más, a millones de personas sin suministro durante varios días en la mayor ciudad de Brasil.
En la Región Metropolitana de São Paulo, área bajo concesión de Enel, un apagón iniciado el miércoles 10 de diciembre se extendió hasta las 22 horas del jueves siguiente y afectó a más de 1,3 millones de usuarios. Este episodio no fue aislado: el corte masivo anterior había ocurrido en septiembre del mismo año, reforzando la percepción de recurrencia y fragilidad del servicio.
Sao Paulo, Noviembre de 2023
En este contexto, en octubre el Ministerio Público Federal se pronunció a favor de una solicitud del Ayuntamiento de São Paulo que reclamaba la suspensión inmediata del proceso de prórroga anticipada del contrato de concesión de Enel con el municipio. La crisis también escaló al plano político. El gobernador estadual, Tarcísio de Freitas, quien había declarado que iba a “luchar hasta el final” para “barrer” a Enel del estado, volvió a cuestionar públicamente el desempeño de la concesionaria. Señaló como problemas centrales la falta de flexibilidad en la atención a los usuarios y el incumplimiento de las inversiones comprometidas en la red. “La concesionaria tiene que invertir, y quien tiene el poder de exigirle eso es el regulador”, afirmó ante la prensa el jueves 12 de diciembre.
En paralelo, la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL) inició un proceso formal contra la multinacional italiana a raíz del apagón que dejó sin suministro a 3,1 millones de usuarios en São Paulo y su zona metropolitana. El organismo abrió varios expedientes sancionatorios por el “reiterado servicio insatisfactorio a los consumidores en situaciones de emergencia”, en particular durante el fenómeno meteorológico extremo del 11 de octubre, y por el “incumplimiento del plan de contingencia” previsto para ese tipo de eventos.
El informe de la denuncia detalla presuntos fallos y transgresiones que, en última instancia, podrían llevar a la ANEEL a recomendar la rescisión del contrato de concesión. A ello se suman inversiones incumplidas en la red eléctrica, que derivaron en problemas de sobrecarga y fallas estructurales del sistema de distribución, así como la acumulación de multas por deficiencias en el mantenimiento de la infraestructura, agravando el impacto de los cortes sobre los usuarios.
Enel en Perú
En Perú, Enel Distribución Perú también ha enfrentado diversos incumplimientos y problemas operativos en los últimos años, que incluyen cortes de suministro prolongados, especialmente durante eventos climáticos adversos como lluvias torrenciales o sismos. La reposición del servicio ha sido lenta, lo que ha afectado a miles de usuarios en Lima y otras áreas de su concesión. Estos cortes recurrentes han generado sanciones por parte del regulador peruano, Osinergmin, por no cumplir con los tiempos máximos permitidos para la reposición del servicio.
Enel Perú ha sido señalada por el regulador y por asociaciones de consumidores por deficiencias en el mantenimiento preventivo de la infraestructura eléctrica, lo que ha llevado a una mayor frecuencia de fallas en la red, especialmente en sectores vulnerables. Las inspecciones de Osinergmin han identificado problemas de mantenimiento en postes, transformadores y líneas de transmisión, lo que ha resultado en sanciones administrativas y multas para la empresa.
Colombia
En Colombia, Enel Colombia (anteriormente conocida como Codensa) despliega los mismos incumplimientos y problemas operativos observados en otras subsidiarias de Enel en América Latina. Cortes de energía prolongados en Bogotá y Cundinamarca, especialmente durante fenómenos climáticos como lluvias intensas y tormentas eléctricas, han afectado a miles de usuarios, generando malestar y protestas. La Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios (SSPD) ha intervenido en varias ocasiones, exigiendo a la empresa que mejore la gestión de incidentes y reduzca los tiempos de interrupción para cumplir con los estándares de calidad del servicio. La SSPD sancionó a Enel Colombia por deficiencias en el mantenimiento preventivo y correctivo de la red eléctrica, lo cual ha incrementado la frecuencia de fallas en la infraestructura.
Enel Chile
Siguiendo el patrón del resto de los países sudamericanos, Enel Chile enfrenta multas millonarias en los últimos años por parte de la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC), principalmente debido a cortes prolongados de energía durante eventos climáticos severos, como tormentas y vientos fuertes. En 2021, la empresa fue sancionada con $3.900 millones de pesos por la lenta reposición del servicio tras un sistema frontal que afectó a miles de usuarios en la Región Metropolitana. La SEC ha señalado que estos incumplimientos violan las normativas de calidad del suministro eléctrico, ya que la empresa no ha logrado restablecer el servicio en los tiempos establecidos.
Agosto de 2024, Santiago de Chile
Multas y apelaciones
Enel ha optado por apelar las multas impuestas en los diferentes Estados de América Latina, argumentando que algunas sanciones no reflejan las inversiones ni las mejoras implementadas en sus operaciones. En Brasil, por ejemplo, Enel tiene multas por más de 300 millones de reales (aproximadamente US$ 60 millones) debido a apagones prolongados en São Paulo. La empresa ha confirmado que parte de las multas ha sido pagada, mientras que otras se encuentran en proceso de apelación, siguiendo el procedimiento administrativo brasileño.
Máximas ganancias
La serie de multas y sanciones que Enel ha enfrentado en varios países de Sudamérica por problemas de calidad del servicio, deficiencias en el mantenimiento de la red y falta de inversiones comprometidas sugiere la presencia de un patrón de operación coordinado enfocado en maximizar las ganancias a corto plazo, sacrificando la calidad del servicio. Las estrategias comunes, como la reducción de Capex, demoras en la reposición del servicio y la atención deficiente al cliente, parecen más vinculadas a decisiones corporativas que a simples errores de gestión local.
Sin embargo, la magnitud y frecuencia de los problemas también dejan entrever cierto nivel de inoperancia de las gerencias locales, que no logran anticiparse adecuadamente a las crisis o manejar de forma eficiente las demandas regulatorias. La combinación de ambas características —decisiones estratégicas corporativas y fallas operativas locales— indica un enfoque de Enel en la región que prioriza la reducción de costos y la optimización de utilidades sobre el cumplimiento de los estándares de servicio establecidos en las Reglas Básicas de la Licencia y en el Reglamento del Servicio.
La Armada Brancaleone
En este escenario, el Regulador aparece tensionado entre su función formal y su desempeño efectivo. Como autoridad de control y garante del contrato de concesión, el ENRE tiene la potestad de fiscalizar inversiones, sancionar incumplimientos y proteger a los usuarios frente a un servicio deficiente. Como la armada de Brancaleone, el regulador “marcha”, pero no conduce; “sanciona”, pero no corrige; “comunica”, pero no contiene: los episodios recurrentes exhiben una debilidad estructural en el ejercicio de esas atribuciones.
La reiteración de cortes masivos, la persistencia de fallas en la infraestructura y la lentitud en la respuesta ante emergencias climáticas revelan un regulador que actúa mayormente de forma reactiva, apoyado en multas y advertencias que no logran modificar la conducta de la concesionaria. A ello se suma una dimensión comunicacional crítica: el colapso de sus canales de información en momentos de máxima demanda social refuerza la percepción de un Estado ausente, incapaz de ofrecer previsibilidad, transparencia y contención en situaciones de crisis.
Así, el ENRE queda expuesto no solo como un regulador con herramientas limitadas frente a una empresa dominante, sino también como un actor central en la brecha entre el mandato legal y contractual de control y la experiencia concreta de desprotección que viven los usuarios.
La Commendatrice
Enel sigue navegando las aguas del negocio eléctrico apoyado en la fuerza y capacidad del Estado italiano para hacer lobby: el vínculo entre Enel, Giorgia Meloni y Javier Milei no es directo ni orgánico, pero existe una convergencia clara de intereses y afinidades en el plano político-económico que ayuda a explicar la suerte de Edesur. Enel es una empresa estratégica para el Estado italiano: el gobierno de Italia conserva una participación accionaria relevante y capacidad de influencia política sobre sus decisiones. En ese marco, el ascenso de la liberal Giorgia Meloni no modificó el carácter “nacional-estratégico” de Enel, pero sí consolidó una visión pragmática: defensa de los intereses globales de las grandes empresas italianas, énfasis en rentabilidad, disciplina financiera y respaldo político frente a conflictos regulatorios en el exterior. En América Latina, Enel es uno de los principales vehículos de presencia económica italiana.
Meloni hace eso que Milei detesta: fortalecer el Estado y respaldar a las empresas estatales. El gobierno argentino promueve una agenda de desregulación, reducción del rol del Estado y recomposición tarifaria acelerada, que beneficia objetivamente a grandes concesionarias privadas, incluso cuando su desempeño operativo es deficiente. Para Enel —y particularmente para Edesur— este contexto abre una ventana de oportunidad: mayores ingresos tarifarios, expectativa de menor presión política inmediata y una relación más contractual que social con el Estado.
No hay un acuerdo explícito ni coordinación formal entre los tres actores, pero sí una alineación funcional: Enel como actor económico transnacional protegido por el Estado italiano; Meloni como garante político de los intereses estratégicos italianos; y Milei como presidente que impulsa un marco regulatorio y tarifario favorable a grandes concesionarias. La convergencia no explica los problemas del servicio, pero sí ayuda a entender por qué el desastroso servicio sigue siendo políticamente tolerado.
Reguladores, uníos
Desde la percepción social más inmediata, la unificación de los entes no se interpreta como una mejora institucional sino como un gesto de ordenamiento administrativo. Esa lectura, lejos de ser neutra, produce efectos desiguales. En electricidad, el usuario parte de una experiencia ya deteriorada: cortes visibles, conflictos tarifarios recurrentes y una relación cotidiana de frustración.
En ese contexto, que el regulador se diluya en una estructura mayor apenas modifica la imagen previa del ENRE, ya asociada a distancia o ineficacia. El costo simbólico adicional es bajo. En gas sucede lo inverso: el contacto con el regulador es menos frecuente, pero está cargado de sentido técnico y preventivo —seguridad, inspecciones, habilitaciones—. ENARGAS había logrado encarnar esa especialización. Al unificarse, esa identidad se diluye: el usuario deja de reconocer una autoridad nítida para un servicio que percibe como riesgoso. Ante un incidente grave, el nuevo ente puede ser visto como más lento, más burocrático y menos experto, erosionando un activo crítico: la confianza en materia de seguridad.
Para los usuarios, el saldo es claro: el regulador gasífero pierde más de lo que la electricidad gana. Desde la mirada de inversores y empresas reguladas, la interpretación es más homogénea y menos benévola. La existencia de reguladores sectoriales separados suele leerse como señal de especialización, previsibilidad y autonomía. La fusión, en cambio, se decodifica como recentralización política y pérdida de independencia decisional. Ese mensaje impacta con mayor fuerza en el gas, un sector intensivo en inversiones de largo plazo —upstream, transporte, almacenamiento— donde la estabilidad regulatoria es decisiva, y donde ENARGAS había construido una reputación técnica apreciada. Al perder entidad propia, esa reputación se diluye. En electricidad, la señal negativa existe, pero confirma expectativas ya formadas: el ENRE era percibido desde hace tiempo como un regulador de autonomía limitada. En términos de imagen, el gas sacrifica más credibilidad institucional que la electricidad logra recuperar.
La comparación internacional refuerza este diagnóstico. Allí donde se unificaron reguladores energéticos, los resultados fueron ambiguos o negativos cuando la motivación fue fiscal o política, y solo positivos cuando la fusión formó parte de una reforma integral, con diseño institucional nuevo y legitimidad clara. El Reino Unido logró sostener un regulador único porque creó desde cero una autoridad con identidad fuerte y poderes definidos; no absorbió un ente sólido en otro más cuestionado. Además, entre lores: “One does not tread on another’s prerogatives”. En España, la CNMC mejoró la coordinación macro, pero diluyó la especialización sectorial, y en energía muchos actores perciben una pérdida de foco técnico, especialmente en gas. En América Latina, las fusiones suelen asociarse a recortes y control político, con un efecto recurrente: degradación de la imagen técnica y aumento de la conflictividad regulatoria. La lección es consistente: cuando se fusiona un regulador relativamente sólido con otro más debilitado, el promedio no eleva al más débil; reduce al más fuerte.
Para los usuarios, el servicio de gas pierde una autoridad clara; para inversores y empresas, la señal de previsibilidad se debilita; y en la experiencia comparada, la imagen técnica solo se preserva si la unificación viene acompañada de una reforma profunda, creíble.
El Ministerio de Energía y Minería de Santa Cruz presenció este miércoles, a través de la Subsecretaría de Control Técnico Operativo de la Cuenca Austral, dependiente de la Secretaría de Estado de Hidrocarburos, el inicio de dos jornadas de medición de emisiones de gas metano que lleva adelante la operadora Ven Oil S.A. en la planta de gas El Cóndor, junto a la empresa contratista MES.
Durante el operativo, se están relevando emisiones de gas metano mediante dos metodologías complementarias, con el objetivo de obtener un control preciso y confiable de las emisiones generadas por la instalación.
Por un lado, se realizan mediciones a nivel de componentes mediante el uso de cámaras ópticas, lo que permite detectar y cuantificar emisiones fugitivas y venteos directamente en los distintos elementos de la planta; y de manera complementaria, se miden las emisiones totales de la planta, mediante un drone equipado con sensores TDLAS, que permite controlar la cantidad de metano que ingresa y egresa del establecimiento.
A través de esta tecnología se generan “paredes” y un “techo” virtual alrededor de la planta, posibilitando una medición aérea integral.
El objetivo central del procedimiento, es verificar que la sumatoria de las emisiones relevadas a nivel terrestre sea de una magnitud similar a la detectada mediante la medición aérea, fortaleciendo así la confiabilidad de los controles.
Se trata de la primera operación de este tipo que se realiza en la provincia de Santa Cruz, y responde a tres objetivos principales: reducir las emisiones al ambiente, lograr una operación más segura, y mejorar la eficiencia de la actividad hidrocarburífera, en línea con los estándares ambientales y operativos que se están promoviendo a nivel mundial.
El sector energético argentino evalúa las posibles consecuencias de un eventual incremento en la producción petrolera de Venezuela, que hoy ronda los 900.000 barriles diarios, una cifra similar a la de Argentina, pero muy inferior a los casi 4 millones de barriles diarios que alcanzó el país caribeño hace dos décadas.
Daniel Dreizzen, director de Aleph Energy y ex secretario de Planeamiento Energético, explicó en una entrevista que, aunque un repunte venezolano no impactaría de forma inmediata en Vaca Muerta, podría generar efectos indirectos en el mediano plazo, principalmente en el precio internacional del crudo y en la competencia por inversiones extranjeras.
El experto destacó que Venezuela posee las mayores reservas probadas de petróleo del mundo, pero aclaró que “una cosa es tener recursos y otra muy distinta es poder desarrollarlos”, debido a problemas estructurales como deficiencias en infraestructura, contratos y seguridad jurídica.
Sobre la calidad del petróleo venezolano, Dreizzen señaló que se trata de un crudo pesado y de alta densidad, que requiere ser mezclado con crudos más livianos para su refinación. Curiosamente, este tipo de petróleo puede ser útil en ciertos mercados, ya que la producción global se orienta hacia crudos cada vez más livianos. En comparación, el crudo de Vaca Muerta es muy liviano y también suele necesitar mezclas para su procesamiento.
En cuanto al impacto en los precios internacionales, Dreizzen relativizó la influencia de un aumento en la producción venezolana: “el mundo produce más de 103 millones de barriles diarios, por lo que un incremento de tres o cuatro millones desde Venezuela no modificaría de manera sustancial el precio en el corto plazo”.
Sin embargo, el especialista advirtió que en el mediano plazo podría haber consecuencias significativas. Una mayor oferta mundial podría profundizar la caída del precio del barril, que en el último año bajó de 80 a 60 dólares. Esta reducción implica menores ingresos y una capacidad de inversión más limitada para proyectos no convencionales como los de Vaca Muerta.
Otro punto clave es la competencia por el capital internacional. Dreizzen señaló que si, por motivos políticos o estratégicos, las compañías estadounidenses decidieran enfocar sus inversiones en Venezuela, Argentina podría verse afectada por una reorientación de portafolios, a pesar de las diferencias en proyectos y tipos de crudo.
Finalmente, el especialista enfatizó que, pese al avance de la transición energética, el petróleo seguirá siendo central durante varias décadas. “La electrificación avanza de manera desigual, los costos siguen siendo altos y la infraestructura global continúa dependiendo de los combustibles fósiles. Cambiar el sistema no es simple y alguien tiene que pagarlo”, resumió Dreizzen.
Esta mañana, en la Municipalidad de Cutral Co, se llevó a cabo la firma del Acta de Compromiso en el marco del Proceso Previo de Iniciativa Privada para el desarrollo del Parque Solar Fotovoltaico Cutral Co, un proyecto que prevé una potencia estimada de 30 megavatios (MW).
Del encuentro participaron el intendente Ramón Rioseco, el jefe de Gabinete y Gobierno Walter Mardones, y representantes de la empresa Kaizen Energy S.A.E.C.A., responsable de la iniciativa.
Durante el acto, el jefe comunal explicó que se trata de una propuesta de iniciativa privada presentada por la empresa Kaizen para la ampliación del parque solar, la cual ya cuenta con la autorización de CAMMESA y del Gobierno Nacional. En ese marco, señaló que la firma dispone de un plazo de 60 días para presentar las garantías, la inversión y los recursos necesarios para concretar la obra.
Rioseco remarcó además la importancia estratégica del proyecto para la ciudad y su impacto en el desarrollo local. “Esto dejará renta y eso nos permitirá realizar obras, construir escuelas, generar producción y crear mano de obra. El mundo que viene es el de la energía, por eso planteamos esto como una mirada hacia el futuro”, expresó.
Por su parte, el CEO de Kaizen Energy S.A.E.C.A., Claudio Escobar, destacó la trayectoria del municipio y el trabajo que viene desarrollando en materia energética. “Vimos la trayectoria y el buen trabajo que realiza el Municipio de Cutral Co. Treinta megas no es poco para Argentina ni para el mundo. Va a dar mucho que hablar y será muy beneficioso para los ciudadanos de Cutral Co”, afirmó.
El proyecto del Parque Solar Fotovoltaico se inscribe dentro de las políticas de impulso a las energías renovables y la transición energética, con el objetivo de promover el desarrollo sustentable y la generación de nuevas oportunidades económicas para la comunidad de Cutral Co.
Ali Moshiri conoce muy bien a al Argentina, después de todo, fue el primer inversor extranjero a través de Chevron en Vaca Muerta. Eran tiempos en que el kirchnerismo era muy mal visto en los mercados internacionales. Pero este presidente del coloso petrolero estadounidense para América latina, cargo que ejerció durante los últimos 40 años, firmó un suculento contrato con YPF que aún se guarda en reserva para invertir en el shale.
Casado con una venezolana, con hijos venezolanos, logró que la compañía permaneciera en Venezuela, más aún Chevron es la única petrolera de Estados Unidos que siguió en el régimen de Maduro.
Suele justificar, “para un verdadero hombre del petróleo, el riesgo no está sobre la tierra, está debajo”.
Entrevistado telefónicamente por Clarín y el medio experto en energía, Econo Journal, recuerda su experiencia en Argentina, “cuando en 2014 tuve que ir al directorio de Chevron a pedirles 1.200 millones de dólares para invertir en la Argentina, pensaban que yo estaba loco, que me había vuelto loco. Pero me alegra que lo hayamos hecho. Nunca nos detuvimos. Cuando me retiré de Chevron, siempre pensé que quería seguir teniendo presencia en la Argentina. En abril pasado junto con Doris Capurro, ex directora de YPF, invertimos en tres campos de petróleo convencional que YPF se desprendió en Santa Cruz. Argentina es increíble por dos razones. La primera es la gente: personas bien educadas, talentosas. La segunda es el país en sí: tiene una enorme cantidad de recursos naturales. Y ahora ustedes tienen un presidente con una visión económica, que quiere empujar al país más hacia el capitalismo, y ojalá funcione”.
-¿Cuál es el principal desafío para Venezuela?
-Desde el sábado por la mañana hay una nueva Venezuela. Y el primer paso es definir quién va a gobernar el país durante el período de transición. Eso es lo más importante. Es importante que sea alguien del sistema actual, guste o no, porque esa persona tiene que equilibrar todo y tener capacidad de diálogo. Si se trae a alguien completamente nuevo, se genera un vacío de poder, y ese vacío genera inseguridad, y nadie va a invertir.
-¿Ha estado en Caracas?
-Voy a Caracas muy seguido. De hecho, planeo ir la semana que viene o la siguiente. Voy porque la familia de mi esposa está allí y también porque tengo inversiones. Durante las sanciones invertimos en el sector privado, hicimos algunos acuerdos en el sector petrolero, siempre con privados, porque con el Estado no se podía por las sanciones. Tengo dos razones para ir: negocios y familia. Para mí siempre fue algo normal. Como ciudadano estadounidense, tuve que sacar visa porque mi residencia estaba vencida, pero la obtuve. Estuve dos semanas y pienso volver. Creo que todo va a estar bien.
¿Cree que Delcy Rodríguez es esa “persona del sistema” que mencionó?
-Anunciaron a Delcy Rodríguez como presidenta interina. Quien sea esa persona necesita tener el 100% del respaldo de Estados Unidos, y Estados Unidos tiene que tener influencia en el país. Si no, no funciona. Tiene que haber acuerdos y reconocimiento.
-¿Por cuánto tiempo debe estar a cargo Delcy Rodríguez?
-Solo para la transición. Absolutamente para la transición. Desde mi punto de vista, la última elección en Venezuela no fue una elección de popularidad. Fue una elección entre unos veinte grupos frente al sistema de Maduro. Era básicamente “me gusta o no me gusta el sistema Maduro”. Si hubiera un sistema verdaderamente democrático, habría muchos candidatos, como en la Argentina: políticos como Capriles, López, Rosales, y muchos jóvenes nuevos que podrían competir realmente. Eso sí sería un proceso democrático. Para llegar a eso, primero hay que estabilizar el país. Y como ustedes saben mejor que nadie, en América Latina la prioridad número uno es la economía. Apoyo cien por ciento esa estrategia.
¿Por qué Chevron se quedó tanto tiempo en Venezuela?
-Trabajé 40 años en Chevron y nunca nos metimos en política. En 2006 mantuve a Chevron en Venezuela con una lógica muy clara: mientras el valor de nuestros activos no empeorara —o incluso mejorara—, nos quedamos. Hicimos lo mismo en Angola. Mientras podamos operar dentro de la ley, Chevron se quedará. Esa fue siempre mi filosofía. Y fue la misma con la que entramos en Vaca Muerta. Muchos estuvieron en desacuerdo con nosotros, incluso una gran empresa europea se enojó mucho cuando decidimos invertir en la Argentina. Pero era un negocio. Nunca apoyamos a un partido político: analizamos la economía y decidimos invertir. Hoy se ve que fue una buena decisión: Chevron es una de las compañías mejor posicionadas para seguir operando en Venezuela.
-¿La industria petrolera venezolana puede crecer rápido en producción?
-Venezuela puede volver a producir 1,5 millones de barriles por día en unos 18 meses —o menos— con una inversión de entre 5.000 y 7.000 millones de dólares. Pero pasar de ahí es mucho más difícil.
¿Por qué?
Porque hay que reparar y expandir la infraestructura. Venezuela tiene 38 millones de barriles de capacidad de almacenamiento y solo el 40% es usable. El problema se traslada del subsuelo a la superficie. Llegar a 2,5 millones de barriles por día requiere obras importantes, con una inversión entre 80.000 y 100.000 millones de dólares. En el subsuelo se puede, pero en superficie hace falta muchísimo dinero.
Miguel Galuccio y su par de Chevron para América latina, Ali Moshiri en 2014.Miguel Galuccio y su par de Chevron para América latina, Ali Moshiri en 2014.
-¿Piensa invertir?
-Quiero ser de los primeros en invertir en Venezuela. Estoy trabajando en un vehículo de inversión para levantar 2.000 millones de dólares. Es mucho dinero, sí, pero estamos avanzando.
-¿Habló con funcionarios del gobierno de EE.UU.?
-Estamos en contacto con todos. Hasta hace dos meses nadie quería saber nada de Venezuela. Hoy, después del sábado, todos están tratando de entender qué pasa. Hace poco no podía levantar ni un dólar por las sanciones. Hoy todos quieren entrar. Nuestro objetivo es que de esos 2.000 millones, 1.000 millones vengan del sector público (gobierno de EE.UU.) y 1.000 millones del sector privado. Ya tenemos todo preparado: venimos trabajando en este proyecto desde hace años.
-¿Qué puede pasar con el precio del petróleo?
-El precio está débil, alrededor de 60 dólares. Por eso las grandes petroleras no van a correr a Venezuela. Hoy la industria habla de eficiencia de capital y costos. Si Rusia y Ucrania llegan a un acuerdo, habrá más petróleo en el mercado. Si cambia la situación con Irán, pueden subir la producción rápidamente. Todo eso presiona los precios a la baja. Por eso, la inversión en Venezuela vendrá principalmente del mercado privado.
¿Le preocupa la sobreoferta de crudo?
-Sí, hay sobreoferta. La OPEP produce unos 28–29 millones de barriles diarios y puede llegar fácilmente a 33. Pero el crudo venezolano es pesado y necesario para las refinerías, mientras que el petróleo del Permian es liviano y sobra. Nuestros proyectos asumen un precio de 60 dólares. No invertimos en activos que no sean económicamente viables. Creo que veremos precios bajos por un tiempo.
-Con 60 dólares el barril, ¿se cubren los costos operativos en Venezuela?
-Sí, si se es selectivo. Algunos activos no lo justifican. A 1,5 millones de barriles el break-even es de unos 45 dólares. Pero para llegar a 2,5 millones se necesitan proyectos con break-even de 65 o 70 dólares el barril. Por eso es clave seleccionar bien los activos.
-¿Y en Vaca Muerta?
-Depende del operador. Vista, por ejemplo, puede operar con break-even bajo, alrededor de 45 dólares. En Vaca Muerta, la eficiencia del capital no convencional ayuda mucho. Cuando la infraestructura esté lista, Vaca Muerta podrá operar cómodamente a 45 dólares.
El desarrollo de Vaca Muerta se consolida como el eje central de la estrategia energética argentina y abre la puerta a un salto exportador sin precedentes, con impacto directo en el ingreso de divisas y en el posicionamiento internacional del país.
Así lo afirmó Horacio Marín, presidente y CEO de YPF, al analizar el presente y las proyecciones de la compañía en una entrevista concedida a El Cronista.
Según el directivo, las inversiones en Vaca Muerta y en nueva infraestructura de transporte y exportación permitirán multiplicar los envíos de crudo y gas hacia el exterior hacia el final de la década.
“Vaca Muerta es una realidad, el petróleo es una realidad. Con la inversión que estamos haciendo en el VMOS, eso marca que se van para arriba las exportaciones fuertemente”, sostuvo Marín, al referirse al impacto de las obras de evacuación y logística.
De acuerdo con las proyecciones de YPF, hacia 2030 la Argentina podría alcanzar exportaciones cercanas a los 750.000 barriles diarios de petróleo, un volumen que permitiría generar alrededor de 20.000 millones de dólares anuales en ventas externas de crudo.
Este crecimiento se apoya en un cambio de paradigma en materia de infraestructura. Mientras el sistema actual está orientado principalmente al abastecimiento del mercado interno, los nuevos proyectos se diseñan con foco exclusivo en la exportación.
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En ese marco, Marín destacó obras clave como el oleoducto hacia Sierra Grande, que permitirá canalizar mayores volúmenes de petróleo hacia los mercados internacionales y ampliar de manera estructural la capacidad exportadora del país.
“El conjunto de las obras que se están ejecutando agregan capacidad y sumarán tranquilamente 20.000 millones de dólares por año en exportaciones”, aseguró el CEO de YPF.
El Gas Natural Licuado (GNL) aparece como el segundo gran pilar de esta estrategia. Marín confirmó que la decisión final de inversión ya está tomada para el primer buque licuefactor, que comenzará a exportar en 2027 y aportará unos 2.500 millones de dólares anuales.
A más largo plazo, el proyecto de GNL apunta a una escala mayor, con entre 12 y 18 millones de toneladas anuales. En ese escenario, YPF estima ingresos de entre 200.000 y 300.000 millones de dólares acumulados en un período de 20 años.
En términos financieros, Marín indicó que JP Morgan ya inició el sondeo de apetito de financiamiento en más de 200 bancos internacionales, y aseguró que el proyecto argentino se ubicaría entre los más rentables del mundo, muy cerca de Qatar.
Respecto al contexto internacional, el presidente de YPF explicó que la compañía toma como referencia un precio promedio de 63 dólares por barril para 2026 y cuenta con una estrategia de cobertura apoyada en reservas y en el aporte de los campos convencionales.
Consultado sobre una eventual reactivación de la industria petrolera venezolana, consideró que puede generar expectativas en el mercado, pero descartó un impacto inmediato, al señalar el fuerte deterioro de su infraestructura y las diferencias de calidad entre el crudo pesado del Orinoco y el shale liviano de Vaca Muerta.
Lo ratificó en su análisis el analista político y docente universitario, Rubén Zárate, por LU12 AM680. Señaló que Trump recibe un barril barato en la franja de los USD 50 para complacer su demanda interna. Qué sucedió con los aranceles de Estados Unidos. Porqué no afectará los planes de Vaca Muerta en el corto plazo. Cuál es el rol del gas.
El presidente de Estados Unidos, Donald Trump, oficializó que recibirá de Venezuela 50 millones de barriles de la producción surgida del país caribeño. LU12 AM680 Radio Río Gallegos entrevistó a Rubén Zarate, analista político, profesor e investigador universitario, que volvió a analizar el escenario actual en medio de grandes tensiones diplomáticas que hoy abarcan a Rusia.
Cómo influye las políticas de aranceles a las importaciones fijadas por el presidente Trump, ausencia de reservas estratégicas en Norteamperica, importación barata de Estados Unidos del petróleo venezolano y el impacto en Vaca Muerta, entre otras realidades, fue analizada por el especialista bajo la actual coyuntura mundial.
Llega el crudo a Estados Unidos
LOA: EE UU anunció que recibirá alrededor de 50 millones de barriles, ¿cuál es el impacto?
RZ: Lo que se anticipó el fin de semana es lo que está ocurriendo ahora. Pero, muchos analistas plantean temas que generan confusión. Lo primero es que Estados Unidos tiene superávit energético, es cierto. Importa menos hidrocarburo de lo que exporta en términos de dólares. Pero tenemos que conocer el problema central para analizarlo de manera precisa. EE UU posee unas 138 refinerías aproximadamente, fueron construidas en la década de 1960 para procesar petróleo barato que surgía de Venezuela y de Arabia Saudita que empezaba en ese momento a desarrollar su experiencia petrolera. Emiratos Árabes, que son grandes exportadores de hidrocarburos, recién empezaban a a generar su producción en 1962, es importante contextualizar.
El dato central a analizar es sobre las necesidades estratégicas actuales que tiene Estados Unidos, porque el 70% del petróleo Estados Unidos utiliza hoy para sus destilerías es pesado, del tipo de petróleo de Venezuela o el Escalante que se produce en la cuenca del Golgo San Jorge y lo refina Exxon.
Esto pasó desapercibido en los análisis de los gobernantes tanto de Chubut como de Santa Cruz en este tiempo en el cual la región ingresó en una crisis de hidrocarburos con la retirada de YPF. En concreto, Estados Unidos precisa que el 70% de todo el petróleo que refina sea pesado.
Cuando Hugo Chávez empieza a desengancharse del mercado estadounidense, genera un problema adicional que es de dónde Estados Unidos sustituirá ese petróleo. Actualmente, lo sustituye principalmente de Canadá y México. Por ejemplo, el primer país exportó en el 2024 el 22% del petróleo, Corea del Sur el 8% y México el 7%.
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El segundo elemento es el problema que se le presentó a Trump con su estrategia de aranceles con una política muy agresiva para recuperar su industria, totalmente ajeno a las ideas neoliberales que maneja, por ejemplo, Argentina. Creó beneficios para las industrias de capital norteamericano, pero también una serie de consecuencias en el mercado internacional. Una es que encareció coyunturalmente los hidrocarburos que importa. Canadá le subió los aranceles, al igual que México y Países Bajos que le vende el 7,2% del petróleo del Caribe.
Otro factor a analizar es que Estados Unidos tiene desde la década del 70, cuando se produce la crisis del petróleo, las reservas estratégicas. Son grandes cavas de sal que inyectan petróleo para cuando precise en usarlo. Durante el gobierno de Joe Biden se utilizaron casi la totalidad de esas reservas estratégicas, con lo cual Estados Unidos hoy no tiene capacidad de responder a su propio problema económico. El camino más directo que tiene es el petróleo venezolano.
Pero esa producción venezolana, haciendo valer su soberanía generó otras alternativas para comercializa, la compra China casi en un 90%.
LOA: ¿China es el gran perjudicado en este nuevo escenario?
RZ: No es una cuestión sólo de Estados Unidos contra China. Pienso que es una primera batalla entre el unilateralismo hegemónico sostenido por Estados Unidos desde la Segunda Guerra Mundial y el multilateralismo naciente.
De forma imprecisa se dice que en Venezuela no hay actividad económica, pero resolvieron el autoabastecimiento para su población. Hay empresas estadounidenses que forman parte del complejo petrolero que nunca se fueron. Por ejemplo, Chevron o Repsol están operando desde el régimen chavista, al igual que una firma italiana que lo hace sin problemas. Incluiso hay una asociación de empresas latinoamericamericanas radicadas en Texas que tienen sus propios intereses en Venezuela y operan de manera activa y permanente.
Por otro lado, lo que vino a hacer Trump es obturar el Gran Consenso del Caribe. Iban a poder utilizar el petróleo del Caribe en la economía norteamericana siempre y cuando dejaran que Venezuela generara su propia estrategia en términos de soberanía.
Hay que ver el nivel de urgencia que tiene el petróleo pesado para Trump, la primera medida importante que toma es capturar esos 50 millones de barriles. Hoy, Estados Unidos importa 8 millones de barriles diarios . Con Venezuela lo hará un precio más barato porque seguramente lo hará a un barril cercano a los USD 50 dólares, que es el precio que pagaría Estados Unidos sin aranceles.
Entonces acá hay una cadena de valor para las empresas de Estados Unidos protegidas por Trump que se benefician con Venezuela (Exxon, ConocoPhillips, Chevron) y las acciones siguen subiendo sin detenerse. También está Marathon Petroleum, por ejemplo, que son grandes refinerías que tiene Estados Unidos basados en petróleo pesado. Además de Halliburton y Schlumberger que son de servicios petroleros que se beneficiaron en Irak.
LOA: ¿Cómo es el circuito por el que se benefician?
RZ: Van a vender el precio al precio internacional del petróleo, pero van a adquirir petróleo subsidiado militarmente a menos de $50. Esto dicho por el propio Trump abiertamente, él está diciendo las cosas que está haciendo. Tiene un problema por que violó la totalidad de las normas internacionales pero tiene que cuidarse de no violar mucho las normas de su país, ahi tendrá un problema.
Esta es una operación compleja. Está revestida como una operación policial de la DEA pero claramente tiene todas las características de una operación militar. Y las operaciones militares tienen que pasar por el Congreso y esto no ha ocurrido ni parece que vaya a ocurrir en lo inmediato. En este caso hay una situación ambigua, para la legislación estadounidense todavía son solamente acciones policiales vinculadas al narcotráfico internacional aunque ya desde Estados Unidos se dice que el Cartel de los Soles no existe.
Vaca Muerta
LOA: ¿Si Estados Unidos recibe un barril barato, que pasará con el precio internacional de este commodities?
RZ: Hay que separar el escenario en dos partes. Por un lado la extracción lisa y llana y después hay una serie de mecanismos del comercio internacional difíciles de obviar. Estados Unidos puede ponerlo con un precio muy bajo, incluso casi simbólico, te diría. El primer dato que anticipa esta decisión de Estados Unidos es que uno de los buques que fue capturado -hay seis en total que están inhibidos para para generar comercio- que no devoldvió la carga. Es ilegal en términos internacionales, incluso para la ley de Estados Unidos. Todo es extremo y se lleva de manera urgente.
LOA: ¿Pero se pronistica una baja y eso daña a Vaca Muerta?
RZ: Ya se produjo una leve baja. En cualquier situación de guerra hubiera subido, salvo que las bolsas conozcan que exista una operación atrás de esto en el cual están involucradas las propias petroleras que dominan la economía de Estados Unidos que sigue siendo el principal importador de hidrocarburos del mundo.
Para analizar Vaca Muerta, hay que separar el petróleo y el gas. Vaca Muerta es un excepcional negocio en términos de gas que va a seguir creciendo. Y el petróleo está asociado a ese gas.
Pero lo que lo que se desenganchó con el sheil – tambien ocurre en Estados Unidos- es que se generó toda una economía nueva del gas y por otra parte se trastoca de alguna manera o se va transformando la economía del petróleo. Pero cuando hablamos de economía del gas estamos hablando de una novedad significativa.
Recientemente Panamericana Energy y Continental Resources comunicaron una adquisición por parte de Continental para ingresar a la zona de la Cuenca Neuquina. Es la principal empresa del sheil de Estados Unidos y además es una de las que controla globalmente el negocio del gas, muy beneficiada por la guerra de Ucrania porque es de la que más gas le vende a Europa.
Ahora, Total -está presente en la Cuenca Austral– le compró un 40% de otros yacimientos en Estados Unidos a Continental. Lo que sucede es que se está cerrando un fenomenal negocio con el gas entre muy pocas empresas y también lo que está pasando es que están desenganchando el gas de las estrategias del desarrollo territorial.
LOA: ¿Qué significa esto?
RZ: El gas va a formar parte del comercio internacional generando algún crecimiento económico, claramente, pero no va a estar vinculado al desarrollo y la industrialización de los territorios de la región. Y estamos asistiendo a una serie de decisiones en la cual hay pactos por exportación que no tienen menos de 20 o 30 años a futuro.
Entonces lo que está ocurriendo en el mundo comercial es que se está separando el recurso natural y estamos cada vez más lejos de industrializar nuestro gas y estamos cada vez más cerca de primarizar la economía.
El fuerte avance de la producción de shale oil en Vaca Muerta permitió que la Argentina alcanzara en 2025 niveles históricos de producción de crudo y se posicionara como el cuarto mayor productor de petróleo de Sudamérica, superando a Colombia y con el objetivo de ingresar al podio regional en 2026.
Este desempeño tiene a la provincia del Neuquén como protagonista central, consolidándose como motor del desarrollo energético nacional a partir de un modelo que combina inversión, planificación, institucionalidad y previsibilidad para el sector hidrocarburífero.
Durante el último año, el crecimiento de la producción no convencional se apoyó en un conjunto de políticas provinciales que facilitaron el desembarco de capitales, el desarrollo de infraestructura y la consolidación de la licencia social necesaria para sostener un proceso de expansión de largo plazo.
Uno de los pilares del modelo neuquino fue la definición de reglas claras y estables. El gobernador Rolando Figueroa reiteró en distintos foros nacionales e internacionales que la energía constituye una política de Estado en la provincia, lo que permitió ofrecer seguridad jurídica y previsibilidad fiscal a los inversores.
Ese mensaje fue reforzado en escenarios clave como la Offshore Technology Conference de Houston, donde Neuquén presentó a Vaca Muerta como un activo estratégico con condiciones institucionales sólidas para el desarrollo sostenido de proyectos de gran escala.
La provincia mantuvo una política coherente en materia de permisos, concesiones y contratos, sin cambios abruptos en las reglas de juego, lo que resultó determinante para sostener inversiones incluso en un contexto de volatilidad de la política energética a nivel nacional.
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En paralelo, el fortalecimiento de la institucionalidad fue otro factor central. El Gobierno neuquino consolidó una autoridad de aplicación con capacidad técnica propia, conocimiento del territorio y continuidad administrativa, lo que permitió una gestión ordenada y eficiente de los recursos hidrocarburíferos.
La planificación técnica permanente, impulsada desde el ministerio de Energía, permitió definir metas claras, evaluar resultados y garantizar una administración responsable del crecimiento productivo, tanto en el segmento convencional como en el no convencional.
Dentro de este esquema, la empresa estatal Gas y Petróleo del Neuquén se consolidó como una herramienta estratégica del Estado para articular capital privado, gestionar áreas productivas y promover proyectos de valor agregado.
GyP participa hoy en asociaciones con operadoras líderes y administra más de un centenar de áreas reservadas para exploración y producción, cumpliendo un rol clave en la transición desde el convencional hacia el desarrollo masivo del shale.
La infraestructura fue otro eje determinante. Neuquén sostuvo una fuerte inversión en rutas, logística, energía y servicios, con el objetivo de reducir costos operativos y mejorar la competitividad de la producción de petróleo y gas, incluyendo obras estratégicas como el bypass de Añelo.
Estas inversiones permitieron acompañar tanto la actividad en áreas maduras como el crecimiento acelerado del no convencional, garantizando condiciones de seguridad y eficiencia para las operaciones en toda la cuenca.
El ministro Ignacio Jarsún recibió al secretario General de ASIJEMIN, Marcelo Mena, a los fines de trazar ejes de trabajo comunes para la actividad.
Con el objetivo de avanzar hacia una provincia más integrada, el ministro de Gobierno y Justicia, Ignacio Jarsún, se reunió con el secretario General de la Asociación Sindical del Personal Jerárquico, Profesional y Técnico de la Actividad Minera en Argentina (ASIJEMIN), Marcelo Mena.
Durante el encuentro, dialogaron sobre la importancia de actualizar la legislación vigente, integrar a todas las comunidades y analizar los requerimientos actuales para el desarrollo del cobre, la plata y el oro. Asimismo, coincidieron en potenciar la formación profesional a través de la conjunción empresas, sindicatos y Gobierno provincial.
Salta crece con la minería como aliado estratégico
“Tal como nos pide el gobernador Gustavo Sáenz, mantenemos un diálogo constante y abierto con los distintos sectores; ese vínculo directo nos permite priorizar las demandas locales urgentes, y dar respuestas mucho más rápidas y eficientes”, sostuvo Jarsún.
Por su parte, Mena expresó: “Nos ponemos a disposición de esta gestión para tener la mejor minería en Salta. Queremos trabajar conjuntamente en políticas que beneficien tanto a los trabajadores como a la comunidad en general”.
Participaron también en la reunión el concejal por Capital, Luis Arias, e integrantes del equipo de la Asociación, Diego Medina y Roberto Velázquez.
Los primeros nueve meses del 2025 mostraron un crecimiento de 10,5% de la actividad en los puertos bonaerenses administrados por los consorcios de gestión provincial respecto al mismo periodo del 2024, según el último informe de Monitoreo Portuario que realiza el ministerio de Producción bonaerense.
En lo que respecta al tercer trimestre – julio a septiembre- se movilizaron 41,9 millones toneladas de carga que incluyen materiales sueltos como granos, pesca, combustible y otros commodities.
El estudio de la actividad portuaria también registró un gran crecimiento en el sector de contenedores, con un total de 395.419 en los primeros nuevos meses de 2025, 77,4% más que en 2024, donde el puerto de Dock Sud se destacó por su capacidad de movimiento de mercancías. Mientras que el movimiento de buques aumentó un 12,9% y la circulación de camiones un 24,5% en los primeros nueve meses del 2025.
Energía, Vaca Muerta y las inversiones en Coronel Rosales: las claves en el crecimiento
Uno de los rubros más determinantes en el repunte fue el crecimiento de la actividad logística en el sector energético.
A partir del crecimiento productivo de vaca Muerta y las últimas inversiones realizadas en la terminal del Puerto de Coronel Rosales que incrementaron en casi un 20% la capacidad de almacenamiento, el movimiento de crudo creció un 70,6% interanual.
Esa cifra equivale a 5 millones de toneladas durante los primeros nueve meses del 2025.
En ese marco, los productos vinculados al petróleo crudo, combustibles líquidos y gases representaron un 48% del total de carga a granel o movilizada, un dato que advierte sobre la fuerte concentración de la actividad portuaria.
Mejora en las exportaciones a granel y de contenedores
La mejora de las exportaciones a granel estuvo motorizada por el aumento en las exportaciones que se ubicó en casi 24 millones de toneladas, la mejor cifra en siete años.
En el caso de los contenedores, el gran salto se produjo gracias a la incorporación de nuevos servicios con el dominio de la Terminal de Dock Sud .
A ello hay que agregar las recuperaciones de trasbordo con Paraguay que facilitaron la conectividad marítima.
Detrás de la actividad energética (48%) se ubicó el sector de cereales y oleaginosas con un 36% sobre el total, consolidando el perfil más tradicional de la actividad portuaria provincial.
El ministro de Energía de Neuquén, Gustavo Medele, detalla la estrategia que desplegará la provincia para fortalecer a Vaca Muerta ante las posibles consecuencias de la reactivación de Venezuela en el mercado del petróleo.
La captura de Nicolas Maduro, presidente de Venezuela y la posibilidad de que nuevas inversiones incrementen la oferta de crudo desde ese país no pasó desapercibida en Vaca Muerta. La primera semana de enero transcurrió con reuniones entre operadoras y representantes del gobierno provincial para analizar, entre otras cosas, el impacto de las medidas anunciadas por EE.UU.
La noticia no tomó por sorpresa a las compañías de Vaca Muerta que hace años veían como ineludible la posibilidad de que el régimen de Maduro llegara a su fin y permitiera la vuelta al ruedo de Venezuela al comercio internacional.
Tras su captura, las conversaciones se centraron en la posibilidad de que el país caribeño retome una senda de producción que alcance los 3 millones de barriles diarios, incremente el comercio de gas, los plazos en los que se darían estos cambios y los efectos que eso tendría en el futuro de Vaca Muerta.
Ante esta posibilidad, la gobernación de Neuquén, que encabeza Rolando Figueroa, enfatiza en la necesidad de reducir los costos en la Cuenca Neuquina para hacer más competitivos el gas y el petróleo de Vaca Muerta. En esa clave, adelantaron que en 2026 se buscará acelerar el plan para mejorar la infraestructura vial a fin de mejorar los tiempos de la logística.
Además, advirtió a las empresas sobre las ventajas de incrementar el uso de arenas de cercanía para estimular hidráulicamente los pozos no convencional, en oposición a la arena de Entre Ríos.
Neuquén analiza el efecto Venezuela
En conversación con EconoJournal, el ministro de Energía de Neuquén, Gustavo Medele, afirmó que “los países con grandes reservas de hidrocarburos siempre tendrán un efecto en el mercado global. Entendemos que en el corto plazo no veremos grandes cambios, en el mediano plazo existen dudas, pero sabemos que a largo plazo habrá un impacto mundial”.
El ministro de Energía de Neuquén, Gustavo Medele, analizó el impacto sobre Vaca Muerta de una eventual reactivación de la industria petrolera en Venezuela. Si bien no hay temor por la competencia que pueda generar en el mercado el crudo venezolano -que es más pesado que el Medanito que comercializa argentina- los efectos que pueda tener la presencia de Venezuela sobre el precio del barril del Brent sí se presentan como un interrogante entre las compañías.
En este contexto, el ministro de Energía sostuvo que “desde Neuquén tenemos que seguir trabajando en el costo de producción y entendemos que tenemos que hacer un trabajo estratégico para reducir los costos del barril y de la molécula de gas. Para esto hay que dar reglas claras e invertir en infraestructura. Todo lo que hacemos está en esa línea ante la posibilidad de que en algún momento puede pasar algo que inunde (de crudo) el mercado”.
El ministro aseguró que la estrategia de la provincia para trabajar en este sentido apunta a acelerar las mejoras en las rutas provinciales que permiten conectar Vaca Muerta para reducir las demoras y embotellamientos que hoy presentan y construir nuevas redes eléctricas. Estimó que esta nueva infraestructura impactaría en una reducción del 20% de los costos de las empresas.
Las claves del plan de Neuquén para reducir tiempos de transporte
El plan incluye para este año la ejecución de un total de nuevos 264 kilómetros de rutas que se suman a los 400 que se ejecutaron o iniciaron en 2025. Entre estas, contempla la pavimentación de las rutas provinciales 8 y 17 por un total de 51 kilómetros cruciales para la logística de Vaca Muerta.
Se suman las rutas 7 y 17 donde se están asfaltando 23 kilómetros. Mientras que está próxima a comenzar la obra que suma 19 kilómetros de la duplicación de calzada en la ruta 67 que conecta a la ciudad de Neuquén con Vista Alegre Norte y la región de Vaca Muerta.
El inicio de 2026 encuentra al mercado energético internacional atravesado por un episodio de fuerte impacto geopolítico: la intervención de Estados Unidos en Venezuela y la captura del presidente Nicolás Maduro, un hecho que volvió a poner en discusión la seguridad del suministro petrolero en la región.
El hecho generó reacciones en distintos países y reabrió el debate sobre el rol de los recursos energéticos estratégicos en América Latina, en un contexto de creciente atención por la estabilidad de la oferta.
En ese contexto de crisis e incertidumbre, Argentina reaparece como una oportunidad concreta para la inversión en energía. Vaca Muerta, una de las mayores formaciones de hidrocarburos no convencionales del mundo, se consolida como un activo estratégico en un momento en el que los inversores buscan previsibilidad, escala productiva y marcos regulatorios más claros. Mientras otros países enfrentan tensiones institucionales o limitaciones operativas, el shale argentino mantiene su atractivo de largo plazo.
A lo largo de 2025, el sector energético local mostró señales claras de evolución. Se sucedieron anuncios de inversión, acuerdos estratégicos entre compañías locales e internacionales y avances sostenidos en proyectos clave de exploración y producción. La actividad en la cuenca neuquina registró un incremento significativo en la perforación de pozos y en la aplicación de nuevas tecnologías, lo que permitió mejorar la productividad y reducir costos operativos.
En paralelo, el Gobierno nacional impulsó una agenda de reformas orientadas a fortalecer la competitividad del sector. Las iniciativas en materia laboral y fiscal apuntaron a mejorar la eficiencia del entramado productivo, reducir rigideces históricas y generar condiciones más atractivas para la llegada de capitales. En un negocio intensivo en inversiones y de retornos de largo plazo, estos cambios son observados de cerca por los principales jugadores de la industria.
RIGI, transporte y el salto de escala de Vaca Muerta
En esta nueva etapa, el desarrollo de Vaca Muerta enfrenta un desafío distinto al de sus primeros años: transformar el crecimiento productivo en una plataforma sostenible de exportaciones. En ese marco, la implementación del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) aparece como una herramienta central para aportar previsibilidad fiscal, cambiaria y regulatoria a proyectos de gran escala, especialmente en un sector intensivo en capital como el energético.
Uno de los puntos críticos es la infraestructura de transporte. El proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) apunta a resolver uno de los principales cuellos de botella del yacimiento mediante la construcción de un nuevo oleoducto y una terminal portuaria sobre el Atlántico, con una capacidad inicial estimada en más de 500.000 barriles diarios, ampliable en función de la evolución de la producción. Este tipo de obras resulta indispensable para reducir costos logísticos y viabilizar el salto exportador.
YPF cumple un rol clave en este proceso, tanto por su peso específico en la producción no convencional como por su capacidad de articular inversiones junto a otras compañías del sector y coordinar acuerdos con el Estado nacional. La alineación entre Nación, provincias productoras y empresas privadas aparece como un factor determinante para acelerar plazos y reducir la incertidumbre asociada a inversiones de largo plazo.
De acuerdo con estimaciones del sector, los proyectos vinculados a transporte y exportación asociados a Vaca Muerta implican compromisos de inversión por varios miles de millones de dólares en los próximos años. Más allá de los montos, el punto central es que, con reglas de juego claras, infraestructura adecuada y coordinación público-privada, el yacimiento comienza a transitar una etapa de consolidación que lo posiciona como un activo estratégico para la economía argentina.
El desafío de pasar de la expectativa al desarrollo sostenido
Los resultados comienzan a reflejarse en los indicadores. La producción de petróleo no convencional alcanzó nuevos máximos, con Vaca Muerta como principal motor del crecimiento. La expansión del shale permitió no solo cubrir una mayor proporción de la demanda interna, sino también fortalecer el perfil exportador del país, con impacto directo en la balanza comercial energética.
Sin embargo, el desafío no se limita a producir más. La infraestructura aparece como una pieza clave para sostener las expectativas hacia 2026. Proyectos de transporte y evacuación de crudo y gas, como nuevos oleoductos y ampliaciones de capacidad, resultan determinantes para evitar cuellos de botella y viabilizar un salto en las exportaciones. En este sentido, la articulación entre el sector público y privado será central para acompañar el ritmo de crecimiento productivo.
Las proyecciones para 2026 muestran un escenario de consolidación. Empresas líderes del sector anticipan planes de inversión de gran escala, con foco en aumentar la producción, mejorar la eficiencia y posicionar a la Argentina como un actor relevante en el mercado energético regional. Al mismo tiempo, el desarrollo de proyectos asociados al gas natural y la posibilidad de avanzar en iniciativas de licuefacción amplían el horizonte de oportunidades.
El operativo se desarrolla en la planta de gas El Cóndor e incorpora tecnología terrestre y aérea para detectar emisiones, mejorar la seguridad operativa y reducir el impacto ambiental. Participaron de la primera medición autoridades del Ministerio de Energía y Minería.
El Ministerio de Energía y Minería de Santa Cruz presenció este miércoles, a través de la Subsecretaría de Control Técnico Operativo de la Cuenca Austral, dependiente de la Secretaría de Estado de Hidrocarburos, el inicio de dos jornadas de medición de emisiones de gas metano que lleva adelante la operadora Ven Oil S.A. en la planta de gas El Cóndor, junto a la empresa contratista MES.
Durante el operativo, se están relevando emisiones de gas metano mediante dos metodologías complementarias, con el objetivo de obtener un control preciso y confiable de las emisiones generadas por la instalación.
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Por un lado, se realizan mediciones a nivel de componentes mediante el uso de cámaras ópticas, lo que permite detectar y cuantificar emisiones fugitivas y venteos directamente en los distintos elementos de la planta; y de manera complementaria, se miden las emisiones totales de la planta, mediante un drone equipado con sensores TDLAS, que permite controlar la cantidad de metano que ingresa y egresa del establecimiento.
A través de esta tecnología se generan “paredes” y un “techo” virtual alrededor de la planta, posibilitando una medición aérea integral.
El objetivo central del procedimiento, es verificar que la sumatoria de las emisiones relevadas a nivel terrestre sea de una magnitud similar a la detectada mediante la medición aérea, fortaleciendo así la confiabilidad de los controles.
El aprendizaje sobre minería suma una nueva herramienta digital. El Grupo Educativo ADM presentó un canal educativo en YouTube con contenidos audiovisuales pensados para el aula, orientados a explicar procesos complejos de forma clara y cercana para niños.
La propuesta se apoya en animaciones generadas con inteligencia artificial y en un enfoque local. Los videos muestran paisajes, ejemplos y actividades reales de la minería argentina, con un lenguaje accesible y adaptado al contexto del país.
El canal funciona como una currícula audiovisual completa. Incluye materiales sobre qué es la minería, los distintos tipos de minas y las etapas del proceso, desde la exploración hasta el cierre responsable, con un recorrido didáctico y visual.
El proyecto mantiene actividad durante el verano. Se sumarán nuevos episodios y temáticas para ampliar la biblioteca digital, con la meta de llegar al ciclo lectivo 2026 con un catálogo robusto y de acceso libre desde cualquier dispositivo.
Cada video cuenta con un respaldo tecnológico adicional. “Anita” es un chatbot con IA que acompaña los contenidos, alojado en la web de ADM, y permite a docentes y familias consultar información verificada y validada por profesionales del sector.
España lanzó una serie de convocatorias que movilizan €1369 millones en ayudas para proyectos estratégicos que responden a un enfoque multisectorial en almacenamiento, infraestructura portuaria para eólica marina, transición energética industrial y eficiencia energética.
Se trata de seis líneas de ayudas actualmente activas: PORT-EOLMAR (€212 millones), Redes de calor y frío renovables (€50 millones), Sustitución de combustibles fósiles en cogeneración y residuos (€50 millones), RENOVAL II (€355 millones), Eficiencia energética y renovables en industria y servicios (€500 millones) y la segunda convocatoria del Programa de Incentivos a Proyectos Innovadores de Energías Renovables y Almacenamiento (€202,5 millones), lanzada por el IDAE a finales de diciembre.
A continuación, el detalle de cada línea activa, sus fondos asignados, requisitos y estado de tramitación.
La línea PORT-EOLMAR destina €212 millones a proyectos de inversión para adaptar infraestructuras portuarias al despliegue de energías renovables marinas, en especial eólica marina flotante. La distribución regional de fondos contempla €100 millones para el Golfo de Vizcaya y costas ibéricas, €82 millones para el mar Mediterráneo y €30 millones para Canarias (Atlántico Macaronésico).
Las ayudas están dirigidas exclusivamente a Autoridades Portuarias del sistema estatal, individualmente o agrupadas, y los proyectos deberán ejecutarse en un plazo máximo de 48 meses, sin superar el 31 de diciembre de 2030. Mientras que el plazo de solicitud se extiende entre el 28 de enero y el 3 de marzo.
Esta convocatoria cobra relevancia en un contexto donde España cuentacon más de una docena de preproyectos se encuentran paralizados a la espera de subastas y de la definición de regulaciones. Por su parte, APPA Marina reclama al Ejecutivo mayor claridad regulatoria y medidas urgentes para evitar que España quede rezagada frente a competidores europeos.
Por el lado del programa RENOVAL II moviliza €355 millones para fortalecer la industria nacional vinculada a la transición energética y apoyar la fabricación de componentes y tecnologías limpias, reduciendo la dependencia exterior y generando empleo verde dentro del país.
Podrán acceder empresas manufactureras, grandes industrias y PYMES proveedoras de soluciones en energías renovables, almacenamiento, eficiencia energética, hidrógeno renovable y redes inteligentes. Las solicitudes pueden presentarse desde el 22 de enero hasta el 25 de febrero.
Almacenamiento energético con bombeo reversible
Con una dotación de €90 millones, esta línea tiene como foco el almacenamiento hidroeléctrico mediante bombeo reversible, considerado estratégico para dotar de estabilidad y flexibilidad al sistema eléctrico. Las solicitudes pueden presentarse desde el 27 de enero al 26 de febrero.
Está dirigida a empresas energéticas, consorcios tecnológicos y operadores del sistema. Los proyectos deberán tener un componente de innovación tecnológica y estar alineados con la planificación energética nacional. Se priorizarán aquellos que permitan integrar más energías renovables variables (como solar y eólica) y contribuyan al equilibrio de la red en escenarios de alta penetración renovable.
Eficiencia energética y renovables en industria y servicios
La Conferencia Sectorial de Energía aprobó en diciembre de 2025 el reparto de €500 millones entre comunidades autónomas para impulsar la eficiencia energética y el uso de renovables en sectores industriales y de servicios.
Cada región abrirá sus propias convocatorias para ejecutar los fondos, priorizando proyectos que combinen mejoras en la gestión energética con integración de tecnologías limpias, incluyendo sistemas de autoconsumo, redes térmicas renovables y electrificación de procesos.
Las actuaciones elegibles abarcan: Optimización de procesos industriales, climatización eficiente y con energías renovable, automatización y digitalización energética y reducción del consumo eléctrico convencional
Podrán acceder empresas industriales, establecimientos del sector servicios (como hoteles, hospitales, centros comerciales), así como infraestructuras logísticas. El reparto regional ya fue aprobado y se espera que las comunidades comiencen a abrir sus líneas específicas durante el primer semestre de 2026.
Redes de calor y frío alimentadas por renovables
Otra convocatoria con €50 millones de presupuesto está orientada a la creación o ampliación de redes térmicas alimentadas con fuentes como biomasa, geotermia o solar térmica. Las solicitudes pueden presentarse entre el 21 de enero y el 27 de febrero
Se aceptan proyectos promovidos por entidades públicas, privadas o mixtas, y se subvenciona la totalidad de la cadena: generación térmica renovable, distribución, almacenamiento y puntos de intercambio. Se priorizarán proyectos que suministren calor a varios edificios o instalaciones públicas.
A esos llamados se debe añadir uno centrado en la sustitución de combustibles fósiles en instalaciones de cogeneración y plantas de tratamiento de residuos por tecnologías renovables. Las ayudas cuentan con €50 millones disponibles y pueden solicitarse desde el 26 de enero hasta el 2 de marzo.
Los beneficiarios pueden ser empresas públicas o privadas titulares de instalaciones térmicas que operen bajo cogeneración de alta eficiencia o tratamientos energéticos de residuos. Las tecnologías elegibles incluyen bombas de calor, redes térmicas renovables, electrificación directa y autoconsumo.
Proyectos innovadores de renovables y almacenamiento (segunda convocatoria)
Cabe recordar que a finales de diciembre el IDAE lanzó oficialmente la segunda convocatoria del Programa de Incentivos a Proyectos Innovadores de Energías Renovables y Almacenamiento, con un presupuesto total de €202.500.000.
La línea financia soluciones vinculadas a almacenamiento, integración sectorial, agrivoltaica, generación renovable distribuida y otras tecnologías con bajo nivel de implantación comercial. El plazo para presentar solicitudes comenzará el 14 de enero y finalizará el 19 de febrero.
Todas las convocatorias activas funcionan bajo el principio de concurrencia competitiva y se otorgan como subvención a fondo perdido, con intensidades que pueden alcanzar el 100% en algunos casos, especialmente para proyectos públicos o estratégicos.
El desafío será ahora ejecutar estos recursos de manera ágil y coordinada, resolviendo las barreras normativas pendientes y garantizando el impacto real de estas inversiones.
El sector energético privado, por su parte, espera definiciones clave, especialmente en áreas como eólica marina y almacenamiento para acompañar este impulso con proyectos viables y escalables.
Los buses eléctricos siguen mejorando la conectividad y el transporte limpio en la Ciudad: suman casi 3,5 km más a su recorrido y ya conectan las estaciones de trenes de Retiro y la Terminal de Cruceros con el Centro y Parque Lezama.
Además, la primera línea de e-buses ahora pasa por la calle Esmeralda, en lugar de Bartolomé Mitre, San Martín y Marcelo T. de Alvear, hacia Retiro: con este cambio, en hora pico, el tiempo de viaje se acorta 10 minutos. A partir de esta modificación también se agregaron nuevas paradas.
El Centro de Transbordo de Retiro es uno de los principales de la Ciudad porque permite conexiones con los trenes Mitre, San Martín y Belgrano Norte, con las líneas C y E del subte y con la Terminal de Ómnibus. Esta mejora en el recorrido es clave y suma más alternativas de traslado para los usuarios.
Y en la Terminal de Cruceros Quinquela Martín se agrega otra parada del e-Bus, que amplía en un 20% su cobertura en zonas estratégicas de la Ciudad sin alterar su frecuencia.
“Ampliamos el servicio del e-Bus para conectar más lugares en menos tiempo y vamos a seguir avanzando con la movilidad sustentable. Este año vamos a tener la primera línea de Trambus también ciento por ciento eléctrica, que va a conectar el Aeroparque con Nueva Pompeya”, sostuvo el Jefe de Gobierno, Jorge Macri. Y agregó: “Cuando hablamos de movilidad, queremos estar primeros en estándares de eficiencia, seguridad y modernidad de la región”.
La rectificación del trayecto desde Parque Lezama hacia Retiro anula las paradas sobre la calle San Martín (Bartolomé Mitre, Av. Corrientes, Tucumán, Av. Córdoba y Marcelo T. de Alvear) y las reemplaza por tres nuevas sobre calle Esmeralda, en el cruce con Av. Corrientes, Tucumán y Av. Córdoba.
Desde la puesta en funcionamiento de la primera línea de buses 100% eléctricos, en mayo, ya viajaron más de 300 mil pasajeros y su flota recorrió más de 160 mil kilómetros. Es operado por 30 conductoras como un sistema de transporte moderno, eficiente y con impacto ambiental significativamente menor al de los colectivos tradicionales.
Con los nuevos cambios, el recorrido total alcanza los 14,9 kilómetros. Los ajustes recientes se realizaron también a partir de encuestas con pasajeros: 8 de cada 10 considera positiva la extensión del servicio, principalmente por la mejora en la conectividad con otros medios de transporte. Y destacan avances en la rapidez, comodidad y accesibilidad de los buses eléctricos de la Ciudad.
Misiones tomó la decisión de invertir recursos en la creación de energías limpias, con el objetivo de igualar la producción de la represa Urugua-í, en tres años. El Gobierno provincial apoya fuertemente la implementación de energías renovables. Con el avance de la industria local, se vuelve imprescindible adoptar medidas estratégicas para la preservación de la biodiversidad.
El titular de la Secretaría de Energía Paolo Quintana sostuvo en declaraciones a Canal 12 que “el desarrollo energético no puede estar disociado del cuidado del medio ambiente”. En ese contexto, también afirmó que la medida elegida es la creación de más centrales de generación en un corto o mediano plazo.
En total, existen un total de 5 plantas solares fotovoltaicas, mientras que también funcionan otras tantas generadoras por biomasa. “Cada una está diseñada para trabajar en el punto específico donde se incorporó”, explicó el secretario. Según consignó, el objetivo particular de este año es lograr una generación de 20 megas más, equivalentes al total de 8 parques fotovoltaicos.
“Somos la provincia que hizo la mayor inversión en infraestructura”, enfatizó el ministro sobre el plano nacional. Finalmente, brindó detalles sobre las proyecciones que tienen desde su cartera. “La meta principal es equiparar la potencia (de energías limpias) que tenemos de la represa Urugua-í con centrales solares fotovoltaicas”, sostuvo. Y concluyó: “eso representaría aproximadamente un 30% de lo que es el consumo energético de toda la provincia, hoy en día”.
La empresa Quantum SRL fue adjudicada para ejecutar la obra de modernización de la Estación Transformadora General Roca, con una inversión provincial superior a los $2.200 millones, destinada a readecuar el edificio de control y mejorar la calidad del servicio eléctrico.
La adjudicación corresponde a la readecuación del edificio de control de la Estación Transformadora General Roca, en el marco de la licitación pública realizada para la readecuación del edificio de control, y que se tramita a través de la empresa estatal Transcomahue S.A.
La inversión asciende los $2.200 millones, e incluye la integración, conexionado, montaje, ensayos y puesta en servicio de nuevos tableros de protección, control, comunicaciones y servicios auxiliares en el nuevo edificio de control.
La inversión forma parte del plan de modernización que la Provincia impulsa para fortalecer la infraestructura eléctrica de General Roca y su zona de influencia, incorporando equipamiento actualizado y mejores condiciones operativas para sostener un servicio más confiable.
De acuerdo con las condiciones establecidas, el plazo de entrega previsto es de 10 meses desde el acta de inicio, con un esquema de pago que contempla 20% de anticipo y 80% por certificaciones mensuales.
La Secretaría Nacional de Energía de Panamá postergó la licitación pública LPI ETESA 01-25, orientada a nuevos proyectos de generación eólica e hidroeléctrica, fijando el 3 de marzo de 2026 como nueva fecha para la recepción de ofertas.
La medida, publicada mediante la Resolución N.° MIPRE-2026-0000072, responde a solicitudes del sector que advertían limitaciones en el diseño contractual original.
La modificación del calendario se acompaña de ajustes técnicos en el esquema de contratación. Hasta ahora, las propuestas solo podían presentarse bajo la modalidad de contrato con diferencia de curva de demanda, una estructura que, según advirtió ETESA, dificultaba la viabilidad financiera de proyectos con generación variable, como los eólicos.
En respuesta, la Secretaría resolvió permitir una alternativa adicional: diferencia de curva de generación, que habilita a los desarrolladores a presentar ofertas más alineadas con su perfil técnico y operativo, especialmente en el caso de tecnologías no gestionables.
Por lo que la resolución mencionada instruyó a ETESA a adaptar el pliego de cargos en función de estas modificaciones y a presentar el documento actualizado ante la Autoridad Nacional de los Servicios Públicos (ASEP) antes del 8 de enero.
Condiciones revisadas y expectativas del mercado
La subasta LPI ETESA 01-25 forma parte del proceso de contratación de potencia firme y energía a largo plazo para centrales nuevas, exclusivamente de tipo eólico e hidroeléctrico., que se enmarca dentro de la estrategia nacional de transición energética, con foco en la reducción de emisiones y la diversificación de la matriz.
El esquema original había generado preocupación en el sector privado por su impacto sobre la competitividad de ciertos proyectos. Al obligar a los proponentes a ajustarse a una curva de demanda rígida, el diseño excluía propuestas que no podían garantizar producción constante, incluso si aportaban energía limpia y complementaria al sistema.
Con el nuevo plazo, las empresas interesadas tendrán más margen para evaluar las condiciones, rediseñar sus ofertas y presentarse en igualdad de condiciones. Desde el mercado, la expectativa es que esta apertura técnica contribuya a ampliar la participación y mejorar las condiciones económicas del proceso.
Fuentes del sector advirtieron que esperan que la adjudicación no sufra nuevas demoras. Según indicaron, una buena política energética es aquella que «vela por el bienestar y la salud de la población a precios accesibles”.
De respetarse el nuevo cronograma, la adjudicación podría concretarse en el primer semestre del año. El avance del proceso es clave para habilitar la construcción de nuevos parques eólicos y centrales hidroeléctricas que permitan cubrir la demanda futura con recursos renovables y mejorar la resiliencia del sistema.
La Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA) de Argentina abrió una nueva ronda del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER) correspondiente al cuarto trimestre de 2025, pero el escenario presenta serias limitaciones: sólo 50 MW cuentan con disponibilidad plena para evacuación de energía sin restricciones.
Dicha capacidad está circunscripta exclusivamente al corredor conformado por Misiones, NEA y Litoral, según el Anexo III publicado en la web oficial de CAMMESA. Mientras que el resto de la capacidad se encuentra bajo la modalidad Referencial A, lo que implica la posibilidad de hasta un 8% de curtailment en la generación hasta que se habiliten las obras de transmisión necesarias.
Bajo dicha modalidad con restricciones, CAMMESA detalla tres corredores con capacidad de transporte adjudicable:
Patagonia – Provincia de Buenos Aires: 190 MW disponibles y un adicional de 200 MW si los proyectos son solares
Centro – Cuyo – NOA: Apenas 32 MW exclusivamente para solicitudes eólicas
Misiones – NEA – Litoral: Hasta 475 MW.
La convocatoria establece como fecha límite para la presentación de solicitudes el viernes 16 de enero de 2026. En caso de que exista más demanda que capacidad disponible, CAMMESA publicará el 3 de febrero qué proyectos deben entrar en un mecanismo de desempate, mientras que los ganadores se conocerán el viernes 13 de febrero.
Un punto crítico del llamado es que los proyectos que se presenten bajo capacidad restringida no podrán hacer uso efectivo de la prioridad de despacho si las obras eléctricas correspondientes no están habilitadas.
CAMMESA señala que, en esos casos, “la prioridad de despacho otorgada no podrá hacerse efectiva hasta la habilitación comercial correspondiente”, y remarca que es responsabilidad exclusiva del proyecto afrontar los riesgos de evacuación o problemas de habilitación comercial.
Entre las infraestructuras clave consideradas, se listan la ET Ampajango 220/132/33kV, la Nueva San Juan Sur, el Segundo Transformador San Juan 500/132 kV, las líneas Chamical – Rioja Sur, Nonogasta Solar – Malligasta 2, Santiago Sur – Bandera, la LAT Maranzana II – Promaiz, Villa Mercedes Sur – Parque Industrial San Luis, y la DT Solar Ullum – Costanera San Juan, entre otras.
Impacto histórico del MATER y operatividad real
El último reporte de CAMMESA sobre el estado del MATER revela un crecimiento sostenido en solicitudes adjudicadas, pero también un nivel de restricciones operativas significativo.
En total, se contabilizan 136 proyectos adjudicados con prioridad de despacho por 6019,7 MW, de los cuales 96 pertenecen al MATER Pleno (3726,5 MW) y 40 a Referencial A (2293,2 MW). Sin embargo, sólo 85 proyectos están en operación efectiva, lo que implica una capacidad real de 3646,5 MW.
Además, existen 3015 MW adicionales adjudicados a través de proyectos con obras de transmisión asociadas o incremento de demanda conforme a la Resolución SE 360/23, metodología que ha crecido de manera escalonada mientras el sector aguarda las licitaciones para concesión privada de las obras de transporte eléctrico.
Y cabe recordar que la Secretaría de Energía de Argentina definió que AMBA I, la línea Río Diamante – Charlone – O’Higgins, y la línea Puerto Madryn – Choele Choel – Bahía Blanca, serán las primeras tres obras de transmisión que serán concesionadas al sector privado bajo un modelo de licitación nacional e internacional para empresas con capacidad técnica y financiera para llevar adelante los proyectos.
El lado negativo del informe de CAMMESA es que se han dado de baja 3357,4 MW de capacidad adjudicada, ya que han desistido de la asignación desde la aplicación del esquema de pagos para el mantenimiento de la prioridad asignada.
Este dato revela una alta presión financiera y técnica para los proyectos, en un contexto donde la disponibilidad de capacidad libre y no condicionada es cada vez más limitada.
Clou ESS, empresa de origen chino con una extensa trayectoria en el desarrollo de soluciones de almacenamiento energético, avanza en una estrategia de expansión sostenida en Sudamérica, apoyada en proyectos en operación, participación en licitaciones y el lanzamiento de nuevas tecnologías BESS.
Con un proyecto de 105 MW / 420 MWh en la región de Copiapó, en el marco de la Granja Solar del Grupo COPEC, desarrollada por Transelec, y se prepara para nuevas instalaciones previstas para 2026, Chile se ha consolidado como el principal mercado operativo de Clou ESS en Sudamérica.
“Los proyectos que tenemos en Chile son muy buenos, pero queremos crecer aún más”, expresó Alejandro Mc Donough, CEO para Latinoamérica de la empresa, durante una entrevista destacada en el marco de Future Energy Summit (FES) Chile.
Además, en la región de Copiapó, desarrolla un proyecto PV+BESS que prevé una expansión de almacenamiento desde 210 MWh hasta 310 MWh para enero de 2026.
Mientras que en Argentina, la empresa apunta a suministrar a proyectos adjudicados en la licitación AlmaGBA(713 MW asignados a instalarse en el Área Metropolitana de Buenos Aires), tras haber ejecutado un sistema PV+BESS de 63 MWh en Catamarca.
“La licitación AlmaGBA nos ocupó e interesó bastante, ya que es una muy buena oportunidad y puede ser la apertura a futuras convocatorias en el país. Estamos muy pendientes, primero para obtener algún contrato y luego ampliarnos a otras áreas”, reconoció Mc Donough.
Por su parte, en Brasil, Clou ESS sigue de cerca la primera subasta dedicada exclusivamente a sistemas de almacenamiento de energía en baterías (BESS), denominada “LRCAP 2026 – Almacenamiento”, puesta en consulta pública en noviembre del año pasado y prevista a realizarse en abril 2026.
“Brasil puede despertar este año y eso es lo que vamos a buscar”, anticipó el CEO regional, que también menciona conversaciones en Colombia, México y Costa Rica, como parte del objetivo de consolidar una presencia regional.
Cabe recordar que Clou ESS es una compañía china con más de dos décadas de trayectoria en almacenamiento energético, y combina su experiencia en tecnologías grid-forming y control de red con una estrategia regional centrada en la adaptación tecnológica y soluciones de última generación.
Por lo que una de las claves de la expansión de Clou ESS está en su capacidad de adaptar sus soluciones a diferentes modelos de negocio.
“Hoy un negocio parte como arbitraje y mañana puede ser un negocio de servicio complementario perfectamente. Y desde la compañía contamos con tecnología que permite hacer cualquiera de estas aplicaciones”, afirmó Mc Donough.
Nuevas soluciones y hoja de ruta tecnológica
El despliegue regional de Clou ESS está acompañado por una renovación de su portafolio tecnológico, que incluye los modelos Aqua C 1.0, 2.5 y 3.0, orientados a proyectos industriales, PMGD y utility-scale.
El Aqua C 3.0, recientemente lanzado, incluye versiones de 3,2 MWh y 3,8 MWh con baterías de entre 584 y 614 Ah, refrigeración líquida, active balancing, arquitectura optimizada y mayor integración digital. “
“Ya lanzamos al mercado la solución Aqua C 3.0 y a principios del 2026 comenzaremos a hacer el delivery de esos sistemas”, adelantó el CEO para LATAM durante la entrevista destacada de FES Chile.
“También estamos trabajando la versión en corriente continua (DC), en la que los contenedores son enviados preconfigurados desde China, en tanto que la instalación y la puesta en servicio en terreno es mucho más sencilla, se disminuye fuertemente el cableado y baja los costos del proyecto”, concluyó.
La Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL) de Brasil revocó 509 permisos para plantas de energía solar y eólica, con un total aproximado de 22 GW, durante el 2025.
¿A qué se debe la situación? La mayoría de las revocaciones corresponde a pedidos iniciados por los propios desarrolladores, que decidieron desistir de los proyectos tras constatar su falta de factibilidad técnica o financiera en el contexto actual del sector. Dentro de ese universo, 348 solicitudes se vinculan con la Ley 15.269/2025, surgida a partir de la conversión de la MP 1.304/2025.
Cabe destacar que la Ley N.° 15.269 de 2025 (Ley de Conversión de la Medida Provisional N.° 1.304 de 2025) abrió la posibilidad de revocar, sin penalizaciones, 348 proyectos de generación eléctrica que tenían una prórroga del plazo para acceder al descuento en las tarifas de uso de la red y que no firmaron el contrato de uso del sistema.
La fecha límite para presentar estas solicitudes fue el 26 de diciembre de 2025. En total, 158 proyectos presentaron solicitudes de renovación, totalizando aproximadamente R$ 1,04 mil millones en garantías asociadas a los proyectos.
Y entre los 190 proyectos de energía solar y eólica que no solicitaron renovación dentro del plazo, el valor de las garantías involucradas totalizó aproximadamente R$ 1,41 mil millones, según datos del organismo regulador.
Estos datos evidencian una depuración relevante del portafolio nacional de iniciativas renovables y describen a un sector que avanza con mayor prudencia, condicionado por limitaciones en la infraestructura, modificaciones normativas y criterios más estrictos para validar la viabilidad efectiva de los proyectos.
Es decir que la cancelación de cerca de 22 GW en concesiones solares y eólicas durante 2025 evidencia el ingreso a una nueva etapa para la industria, con un énfasis creciente en la solidez y madurez de los proyectos por sobre el volumen.
De todos, se espera que la expansión del sector continúe, aunque de manera más ordenada, alineada con la capacidad de transmisión disponible, esquemas de comercialización más robustos y una mayor complementariedad con tecnologías como el almacenamiento energético y los desarrollos renovables híbridos.
La siguiente tabla detalla el número de permisos, potencia generada y valor de la garantía de los proyectos que solicitaron la revocación dentro del plazo establecido por la ley y de aquellos que no la solicitaron.
Solis, líder global en tecnología de inversores solares, anuncia el lanzamiento de su Encuesta de Satisfacción de Fin de Año. Esta encuesta brinda a clientes, socios y partes interesadas la oportunidad de compartir sus comentarios sobre su experiencia con los productos y servicios de Solis a lo largo del último año.
Las opiniones son fundamentales para dar forma a futuras funcionalidades de producto, mejoras en el servicio y a la experiencia general del cliente. Como agradecimiento, todos los participantes de la encuesta participarán en un sorteo con la oportunidad de ganar atractivos premios.
Los temas de la encuesta incluyen:
¿Qué tan satisfecho estás con el desempeño de tu sistema Solis?
¿Cómo calificarías tu experiencia con el servicio y soporte al cliente de Solis?
¿Qué funciones o mejoras te gustaría ver en futuros productos?
Detalles de la encuesta:
Disponible del: 9 al 15 de enero de 2026
Tiempo de respuesta: solo unos minutos
No se requiere compra
Se requiere información de contacto válida para participar en el sorteo
Fundada en 2005, Solis (Ginlong Technologies) es un líder global en el diseño y la fabricación de inversores fotovoltaicos de cadena y soluciones de almacenamiento de energía. Con un enfoque en tecnologías híbridas y de almacenamiento, Solis ofrece soluciones confiables y de alto desempeño tanto para aplicaciones interconectadas a la red como fuera de ella, ayudando a maximizar el uso de energía renovable.
Los productos de vanguardia de la compañía están respaldados por investigación y desarrollo de clase mundial, certificaciones internacionales y una sólida cadena de suministro global, diseñados para satisfacer las necesidades específicas de los mercados regionales.
Con el cambio de mando a la vuelta de la esquina en Honduras, Erick Tejada se despide de su gestión como Secretario de Estado en el despacho de Energía, en medio de un proceso de transición que concluirá el próximo 26 de enero con la asunción de Nasry Asfura como presidente.
En una entrevista exclusiva con Energía Estratégica, el funcionario subraya transformaciones profundas en un sector que, según reconoce, recibió en crisis.
Durante su administración, se ejecutaron inversiones por alrededor de 1000 millones de dólares en generación, transmisión y distribución. Este impulso permitió no solo modernizar infraestructura, sino también reducir en casi 4% las pérdidas de la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE), una meta que no se lograba desde hacía 16 años.
“Encontramos la ENEE en una situación crítica, con una espiral de deuda creciente y pérdidas descontroladas. Hoy dejamos una empresa más ordenada, con resultados concretos”, afirmó.
Al mismo tiempo, se contuvo el crecimiento de la deuda total y se redujo la deuda flotante con generadores, lo que fortaleció la posición financiera del sistema. Tejada sostiene que se trazó una hoja de ruta que proyecta inversiones estratégicas a mediano plazo y consolida una política de reducción de pérdidas como prioridad nacional.
Uno de los hitos técnicos de su gestión es la instalación del sistema de almacenamiento de energía más grande de Centroamérica, actualmente en desarrollo. Esta infraestructura permitirá acumular parte de los 850 MW de capacidad renovable con los que ya cuenta Honduras y utilizarlos durante las noches o en momentos críticos. Con ello, se busca optimizar la integración de fuentes hídricas y eólicas, estabilizando la oferta del sistema eléctrico.
Entre los temas que quedarán en manos de la nueva administración destaca la licitación pública de 1500 MW, que Tejada deja encaminada y con fecha concreta: el 23 de febrero se abrirán las ofertas técnicas.
“No se puede permitir que este proceso se detenga o retroceda; representa una oportunidad clave para el futuro energético del país”, subrayó.
En paralelo, persisten desafíos estructurales que, según el secretario saliente, requieren seguimiento y compromiso político. La expansión de la red de transmisión, la unificación operativa de la distribución y la sostenibilidad de las reducciones de pérdidas técnicas y no técnicas serán tareas clave para la próxima etapa.
Aunque se aleja del gabinete, Tejada no planea retirarse del debate energético. Anticipó que continuará vinculado al sector y a la academia, desde una posición que define como “constructiva pero vigilante”. Su intención, explicó, es seguir aportando ideas y observación crítica al desarrollo de una política energética sostenible, alineada con la transición que exige el contexto internacional.
Donald Trump convocó a líderes de la industria petrolera a la Casa Blanca para abordar una agenda de inversiones en Venezuela.
El presidente de los Estados Unidos, Donald Trump, recibió este viernes en la Casa Blanca a líderes de la industria petrolera norteamericana e internacional para comprometerlos a evaluar y avanzar con inversiones en Venezuela. Los ejecutivos de las principales petroleras del mundo se mostraron entusiasmados por la oportunidad generada a partir de la salida de Nicolás Maduro del poder, aunque pidieron por cambios profundos en Venezuela antes de invertir.
En la previa al encuentro, Trump había declarado que las petroleras se comprometieron a invertir US$ 100.000 millones en Venezuela. Sin embargo, ya en la reunión, el líder de ExxonMobil, Darren Woods, puso paños fríos a esa expectativa al subrayar que «hoy en día es inviable» invertir en Venezuela. Por el contrario, el líder de Chevron, Mike Wirth, dijo que ya evalúan incrementar su producción.
El Secretario de Estado, Marco Rubio, el Secretario de Energía, Chris Wright y el Secretario de Interior, Doug Burgum, asistieron a la reunión junto con representantes de Chevron, ExxonMobil, ConocoPhillips, Continental Resources, Halliburton, HKN, Valero, Marathon, Shell, Trafigura, Vitol Americas, Repsol, Eni, Aspect Holdings, Tallgrass, Raisa Energy y Hilcorp.
«Si no quieren entrar, solo avísenme, porque tengo 25 personas que no están aquí hoy y que están dispuestas a reemplazarlos», presionó Trump a los ejecutivos presentes en la reunión que fue abierta a la prensa. El presidente también afirmó que EE.UU. y Venezuela están «colaborando eficazmente» para reconstruir la infraestructura petrolera y gasífera del país.
La industria petrolera pide cambios profundos en Venezuela
Las petroleras exigieron a Trump una serie de medidas antes de reinvertir en Venezuela.
Los ejecutivos de las principales petroleras se comprometieron en líneas generales a evaluar las oportunidades existentes en Venezuela, aunque primó el interés por ver cambios significativos que garanticen el repago de eventuales inversiones.
El líder de ExxonMobil, una de las petroleras norteamericanas que dejó de operar en Venezuela y que tiene una sentencia a su favor en tribunales internacionales por la «nacionalización» de activos petroleros bajo el chavismo, fue el primero en manifestar las inquietudes de sus pares.
«Si observamos las estructuras y marcos legales y comerciales vigentes en Venezuela, hoy en día es inviable. Por lo tanto, es necesario realizar cambios significativos en esos marcos comerciales, en el sistema legal. Debe haber protecciones duraderas para la inversión y debe haber cambios en las leyes de hidrocarburos del país«, sentenció Woods.
Por su parte, Ryan Lance, CEO de ConocoPhillips, otra petrolera norteamericana que también abandonó el país y tiene una sentencia favorable, también pidió por una reforma sectorial. «Debemos considerar la reestructuración de todo el sistema energético venezolano, incluyendo PDVSA. Si podemos hacerlo y pensar con audacia, existe la oportunidad de actuar con rapidez y restaurar la calidad de lo que sucedió en Venezuela o lo que se perdió en los últimos veinticinco años», dijo Lance.
Con respecto a las sentencias por algo más de US$ 10.000 millones contra Venezuela por la nacionalización de activos de estas empresas, Trump sugirió en un intercambio con el líder de ConocoPhillips que el gobierno no intercederá por esas deudas y que deberán anotarlas a pérdida. «Bueno, buen write off«, le respondió a Lance.
Los planes de Chevron en Venezuela
Chevron opera en Venezuela a través de joint ventures con PDVSA.
Chevron es la única petrolera de las major de EE.UU. que continúa operando en Venezuela a través de joint ventures con PDVSA, con una producción y exportación que en general promedió unos 200.000 barriles por día durante 2025. Wirth le anunció a Trump que tienen planes para incrementar la producción en un 50% en un plazo máximo de 24 meses.
«Podemos aumentar nuestra producción, dentro de nuestros propios planes de inversión disciplinados, en aproximadamente un 50% tan solo en los próximos dieciocho a veinticuatro meses, y eso es simplemente aprovechando lo que ya tenemos sobre el terreno», dijo el CEO de Chevron.
Por otro lado, Woods se comprometió a desplegar personal técnico de ExxonMobil en Venezuela prontamente si alcanzan un acuerdo con la administración Trump. «Comenzamos desde el principio a reunir al equipo técnico para que, si fuera necesario, pudiéramos empezar a trabajar casi de inmediato. Podremos empezar la evaluación en las próximas dos semanas«, dijo el CEO de la empresa.
Ali Moshiri, ex ejecutivo de Chevron, analizó la transición política en Venezuela y el potencial de recuperación de su industria petrolera.
No es exagerado decir que Ali Moshiri es el principal factótum que explica la continuidad ininterrumpidade Chevron durante las últimas dos décadas en Venezuela pese a la agudización del régimen chavista. Nacido en Irán, con ciudadanía estadounidense y hoy devenido en empresario petrolero, Moshiri condujo durante años la estratégica presidencia de Exploración y Producción para África y América de la major norteamericana.
Petrolero de la vieja escuela, no dudó en embarcar a Chevron en proyectos en entornos políticos y económicos complejos. Fue, de hecho, quien convenció al board de la compañía texana en invertir en Vaca Muerta en 2013, con cepo cambiario y apenas un año después de que la administración de Cristina Kirchner reestatizara YPF. «Para un verdadero petrolero, el único riesgo está en el subsuelo. No arriba de la superficie«, afirma en diálogo con Silvia Naishtat, editora de Clarín, y con EconoJournal en una entrevista telefónica realizada durante la tarde del miércoles.
Moshiri respaldó la asunción de Delcy Rodríguez, número dos de Nicolás Maduro, como presidenta interina de Venezuela y apoyó la estrategia del presidente de EE.UU., Donald Trump. «Desde el último sábado hay una nueva Venezuela. El desafío es quién va a encabezar el nuevo gobierno. En mi opinión, nos guste o no, debería ser alguien del sistema político actual (NdR: es decir del chavismo) para poder garantizar un balance (de fuerzas) y evitar un vacío de poder».
El ex ejecutivo de Chevron, que tiene previsto viajar en los próximo días a Caracas, está en pleno proceso de lanzamiento de un fondo de inversión para invertir alrededor de US$ 2000 millones en Venezuela para aumentar la producción de crudo. En esa clave, confirmó que mantiene conversaciones con funcionarios de la administración estadounidense. A punto tal que adelantó que la mitad de su inversión prevista —unos US$ 1000 millones— podrían ser financiados con fondos del gobierno de EE.UU.
El regreso de Moshiri a la Argentina
Al mismo tiempo, Moshiri adelantó que asoció con Doris Capuro, titular de Luft Energía, para reactivar campos maduros que la petrolera bajo control estatal operaba en Santa Cruz. La apuesta, en ese sentido, es reactivar tres áreas en la cuenca del Golfo San Jorge: maduras, suboptimizadas y relegadas en la carrera por el shale de Vaca Muerta.
Hace más de una década, Moshiri lideró el histórico ingreso de Chevron a Vaca Muerta, impulsando la primera gran inversión en Loma Campana, en asociación con YPF. Ahora, Moshiri y Capurro, en ese entonces vicepresidenta de la petrolera bajo control estatal, se asocian para destrabar valor en los campos maduros de petróleo de la Argentina. Su estrategia es clara: mejorar la eficiencia de campos maduros, los factores de recuperación e incrementar la producción.
–Usted fue uno de los protagonistas del desembarco de Chevron en Vaca Muerta. ¿Qué lo sigue atrayendo hoy de la Argentina como destino de inversión?
Ali Moshiri: Todo comenzó cuando ingresamos a Vaca Muerta con Miguel (Galuccio) y Doris (Capurro) en 2013. Eso cambió a la industria petrolera en la Argentina realmente. Y no fue sólo mérito mío: fue colaboración, fue confianza, fue trabajar todos juntos. Yo tuve que ir al directorio de Chevron a pedirles 1.200 millones de dólares para invertir en la Argentina. Pensaban que yo estaba “loco”, pero me alegra que lo hayamos hecho.
Nunca nos detuvimos. Cuando me retiré de Chevron, siempre pensé que quería seguir teniendo presencia en la Argentina. El abril pasado nos encontramos con Doris después de años de relación. Ella tiene un fondo de inversión y nos propuso invertir en tres campos convencionales de YPF en Santa Cruz. Hoy somos socios en esos tres campos. Así que, aunque dejé Chevron con Vaca Muerta, estoy volviendo con el convencional. Y creo que, con suerte, también podemos hacer crecer ese negocio.
Su país es absolutamente increíble por dos razones. La primera es la gente: personas bien educadas, talentosas. La segunda es el país en sí: ya que tiene una enorme cantidad de recursos naturales. Y ahora ustedes tienen un presidente con una visión económica que quiere empujar al país más hacia el capitalismo. Ojalá funcione. Espero que sí. Creo que el presidente Macri lo intentó, pero no tuvo éxito. Tal vez esta vez sí lo sea.
Moshiri asegutó que Venezuela puede volver a producir 1,5 millones de barriles por día en unos 18 meses
–¿Cómo describe la situación actual en Venezuela? ¿Cuáles cree que son los principales desafíos?
AM: Desde el sábado por la mañana hay una nueva Venezuela. El primer paso es definir quién va a gobernar el país durante el período de transición. Eso es lo más importante, y que sea alguien del sistema actual —te guste o no—, esa persona tiene que equilibrar todo y tener capacidad de diálogo.
Eso fue lo que dije en CNBC: si traés a alguien completamente nuevo se genera un vacío de poder, y ese vacío genera inseguridad, y nadie va a invertir.
–¿Usted se encuentra ahora en Venezuela?
AM: Voy a Caracas muy seguido. Planeo ir la semana que viene o la siguiente. Voy porque la familia de mi esposa está allí y también porque tengo inversiones. Durante las sanciones invertimos en el sector privado, hicimos algunos acuerdos en el sector petrolero, siempre con privados, porque con el Estado no se podía por las sanciones. Tengo dos razones para ir: negocios y familia. Para mí siempre fue algo normal. Como ciudadano estadounidense, tuve que sacar visa porque mi residencia estaba vencida, pero la obtuve. Estuve dos semanas y pienso volver. Creo que todo va a estar bien.
–¿Cree que Delcy Rodríguez es esa “persona del sistema” que mencionó?
AM: Anunciaron a Delcy Rodríguez como presidenta interina. Quien sea esa persona necesita tener el 100% del respaldo de Estados Unidos, y Estados Unidos tiene que tener influencia en el país. Si no, no funciona. Tiene que haber acuerdos y reconocimiento. Y no creo que la administración de Trump reconozca lo que te mencioné: que se necesita alguien del sistema actual.
–¿Por cuánto tiempo?
AM: Solo para la transición. Desde mi punto de vista, la última elección en Venezuela no fue una elección de popularidad. Fue una elección entre unos veinte grupos frente al sistema de Maduro. Era básicamente “me gusta o no me gusta el sistema Maduro”.
Si hubiera un sistema verdaderamente democrático, habría muchos candidatos, como en la Argentina: políticos como Capriles, López, Rosales, y muchos jóvenes nuevos que podrían competir realmente. Eso sí sería un proceso democrático.
Para llegar a eso, primero hay que estabilizar el país. Y como ustedes saben en América Latina la prioridad número uno es la economía. Nosotros, los latinoamericanos, no somos ideológicos ni particularmente religiosos: dependemos de la economía. En Medio Oriente es la religión; para nosotros es la economía. Y eso es lo que dice el presidente Trump: pongamos a alguien, hagamos arrancar la economía y después vayamos a una elección real. Yo apoyo al 100% esa estrategia.
–¿Por qué Chevron se quedó tanto tiempo en Venezuela?
AM: Trabajé 40 años en Chevron y nunca nos metimos en política. En 2006 mantuve a Chevron en Venezuela con una lógica muy clara: mientras el valor de nuestros activos no empeorara —o incluso mejorara—, nos quedábamos. Hicimos lo mismo en Angola.
La ideología es algo que decide la gente. Mientras podamos operar dentro de la ley, Chevron se queda. Esa fue siempre mi filosofía. Y fue la misma con la que entramos en Vaca Muerta. Muchos estuvieron en desacuerdo con nosotros, incluso una gran empresa europea se enojó mucho cuando decidimos invertir en la Argentina. Pero era un negocio. Nunca apoyamos a un partido político: analizamos la economía y decidimos invertir. Hoy se ve que fue una buena decisión: Chevron es una de las compañías mejor posicionadas para seguir operando en Venezuela.
–¿La industria petrolera venezolana está preparada para aumentar rápidamente su producción de crudo?
AM: Venezuela puede volver a producir 1,5 millones de barriles por día en unos 18 meses —o menos— con una inversión de entre 5.000 y 7.000 millones de dólares. Pero pasar de ahí es mucho más difícil. ¿Por qué? Porque hay que reparar y expandir infraestructura. Venezuela tiene 38 millones de barriles de capacidad de almacenamiento y solo el 40% es usable. El problema se traslada del subsuelo a la superficie.
Uno y medio es fácil. Es parecido a Vaca Muerta: al principio la infraestructura alcanzaba; ahora hablan de nuevos gasoductos y almacenamiento. Es un proceso normal.
–¿Está pensando en invertir para llegar a ese plateau de 1,5 millones?
AM: Sí. Quiero ser de los primeros en invertir en Venezuela. Estoy trabajando en un vehículo de inversión para levantar 2.000 millones de dólares. Es mucho dinero, sí, pero estamos avanzando.
–¿Ha conversado sobre este punto con funcionarios del gobierno de EE.UU.?
AM: Estamos en contacto con todos. Hasta hace dos meses nadie quería saber nada de Venezuela. Después del sábado todos están tratando de entender qué pasa. Hace poco no podía levantar ni un dólar por las sanciones. Hoy todos quieren entrar.
Nuestro objetivo es que, de esos 2.000 millones, 1.000 vengan del sector público (gobierno de EE.UU.) y 1.000 del sector privado. Ya tenemos todo preparado: venimos trabajando en este proyecto desde hace años, con un PPM (Project Portfolio Management – Gestión de Portafolio de Proyectos) detallando todas las oportunidades.
–¿Qué puede pasar con el precio internacional del petróleo?
AM: El precio está débil, alrededor de 60 dólares. Y esa es la razón por la que creo que las grandes petroleras (major) no van a venir corriendo a invertir dinero en Venezuela, especialmente las que estuvieron y se fueron. Hoy la industria habla de eficiencia de capital y costos de operación. Creo que se viene un tiempo de precios bajos y no de precios altos. Si Rusia y Ucrania llegan a un acuerdo, habrá más petróleo en el mercado. Si cambia la situación con Irán, pueden subir la producción rápidamente. Todo eso presiona los precios a la baja.
Por eso, creo que la inversión petrolera que vendrá en Venezuela estará ligada a compañías independientes del mercado privado. Existirán un montón de conversaciones, va a haber un montón de oportunidades, pero al final del día la inversión provendrá de compañías independientes, no de las grandes majors.
«El precio está débil, alrededor de 60 dólares. Y esa es la razón por la que creo que las grandes petroleras no van a venir corriendo a invertir dinero en Venezuela», planteó el ex ejecutivo de Chevron.
–¿Cuán preocupado está por la sobreoferta de crudo a nivel global?
AM: No hay duda de que existe una sobreoferta. La OPEP produce unos 28–29 millones de barriles diarios y puede llegar fácilmente a 33. Con lo cual la pregunta es: ¿tiene sentido traer nueva producción al mercado justo en este momento? Sobre ese punto, una de las cosas buenas del petróleo venezolano es que es de tipo pesado, muy necesario para las refinerías (de EE.UU.). El petróleo del Permian es liviano y sobra a nivel mundial.
Nuestros proyectos en Venezuela asumen un precio de 60 dólares. No invertimos en activos que no sean económicamente viables. Creo que veremos precios bajos por un tiempo.
–¿Con 60 dólares se cubren los costos operativos en Venezuela?
AM: Sí, pero tienes que ser selectivo para elegir los activos (campos). En algunos yacimientos de Venezuela no se justifica la inversión con 60 dólares por barril. Pero para llegar a 1,5 millones de producción se puede desarrollar yacimientos cuyo break even se ubica en los 45 dólares. Para llegar a 2,5 millones de barriles de producción se necesitan, en cambio, proyectos con break even de 65 o 70. Por eso es clave seleccionar bien los activos.
Moshiri: «Para llegar a 1,5 millones de producción en Venezuela se puede desarrollar yacimientos cuyo break even se ubica en los 45 dólares»
–¿Y cuál el break even de Vaca Muerta?
AM: Depende del operador. Por ejemplo, Vista puede operar con break-even bajo, alrededor de 45 dólares. En Vaca Muerta, la eficiencia del capital ayuda mucho. Cuando la infraestructura esté lista, Vaca Muerta puede operar cómodamente a 45 dólares.
–¿Cómo podría impactar la reactivación de Venezuela sobre Vaca Muerta? ¿Y en Medio Oriente?
AM: Una eventual reactivación de Venezuela no afecta en nada a Vaca Muerta. Venezuela, que hoy produce 960.000 barriles diarios de crudo, puede sumar 500.000 barriles más, que irán mayormente a EE.UU. Eso no impacta en Vaca Muerta.
Para pasar de 1,5 a 2,5 o 3 millones hace falta invertir muchísimo dinero, unos 60.000 millones de dólares de inversión, y precios altos del crudo. Hay que reconstruir tanques, ductos, todo. Eso lleva tiempo y capital. Por eso, mis conversaciones con el gobierno de EE.UU. son para alcanzar una producción de 1,5 millones de bbl/d. Aumentar de ahí en más la producción es una historia diferente.
–¿Cómo ve hoy a Chevron en la Argentina?
AM: Creo que quedarse en la Argentina fue una decisión excelente para Chevron. La sociedad con YPF fue muy buena y permitió revalorizar activos como El Trapial, que tiene un enorme potencial no convencional. El contexto político actual va a atraer más empresas. Incluso se habla de proyectos de LNG, algo impensado antes. Con recursos, el dinero llega.
La primera fase de las obras de ampliación de la planta de Mega en Bahjía Blanca estará finalizada en marzo próximo
El directorio de la Compañía Mega aprobó la segunda etapa de ampliación de sus instalaciones en el polo petroquímico de Bahía Blanca. Esta decisión permitirá dar continuidad a la primera fase de obras actualmente en marcha que, se prevé, estarán finalizadas en marzo para incrementar la producción de etano, propano, butano y gasolina natural.
La conducción de la firma también facultó a la gerencia para suscribir un contrato estratégico de suministro de materia prima con YPF. Este acuerdo garantiza el flujo necesario para alimentar las nuevas unidades y el incremento de capacidad, además de autorizar la celebración de contratos de obra y la gestión de permisos técnicos y ambientales para la puesta en marcha de la nueva infraestructura.
El proyecto de expansión de Mega se articula en una sucesión de fases críticas que buscan transformar la capacidad operativa del complejo. La primera de ellas en ejecución contempla la construcción del Nuevo Tren de Fraccionamiento (NTF), lo que actualmente se encuentra en etapa final de obra con un presupuesto total de US$250 millones.
YPF tiene un 38% del paquete accionario de la Compañía Mega, compartiendo la propiedad con Petrobras (34%) y Dow (28%), siendo la principal accionista individual en esta empresa que es la mayor procesadora de líquidos del gas natural (NGLs) en la Argentina.
Mega escala su producción por etapas
La producción anual de Mega promedió en el reciente 2025 las 4800 toneladas día (tns/d) de producto, y se estima que el total del proyecto de expansión permitirá incrementar esa capacidad en un 50%, es decir, unas 2.300 tns adicionales para llevar en los próximos años a 7.200 tns/d.
Tomás Córdoba, CEO de Mega, en el último Energy Day de EconoJournal.
Así, este primer módulo que entrará en operaciones en marzo próximo, aportará inicialmente 850 tns/d. Una vez integrada al sistema, la segunda fase permitirá adicionar otras 1.000 tns/d, consolidando un salto estructural en la oferta de productos de la compañía.
La Fase II aprobada atraviesa en la actualidad la ingeniería de detalle en construcción, montajes y adecuaciones técnicas, y a partir de ello se podrán definir montos de inversión, fecha de inicio del plazo de obra que se estima en 24 meses, entre otros aspectos.
Mega procesa en la actualidad cerca del 40% del gas proveniente de la Cuenca Neuquina, y la obra de ampliación, como otros proyectos en marcha, se entiende clave ante el incremento de producción de gas y petróleo que se anticipa para los próximos años en Vaca Muerta.
La meta de la industria es potenciar la infraestructura de transporte y procesamiento para sostener ese crecimiento exponencial del shale con los mega proyectos de exportación en marcha, y dar viabilidad comercial a los subproductos derivados de demanda internacional.
Todo ese proceso representa un valor agregado que multiplica por 3 o 4 veces el valor del gas, según el producto derivado y el valor internacional, lo que significará ingresos que de acuerdo a distintas fuentes pueden rondar entre US$3.500 a US$5.000 millones al año.
Mega en Bahía Blanca y un incremento exportador millonario
En la actualidad, la planta de Mega en Bahía Blanca recibe las 4.800 tns/d de líquidos que son acondicionados en la planta separadora de Loma La Lata, la cual también es motivo de adecuaciones y transportados a través de un poliducto de 600 kilómetros.
La etapa de ampliación en desarrollo, y las dos que seguirán permitirán duplicar la producción hasta las 7.200 tns/día.
Con la nueva configuración, la empresa no solo optimiza sus procesos y su capacidad de exportación, sino que también aumenta la capacidad del ecosistema en torno al crecimiento de Vaca Muerta, en conjunto con otros proyectos de NGLs en marcha que tiene otras compañías.
Precisamente, un dato del proyecto es el destino de la nueva producción. Debido a que el mercado interno de gas licuado de petróleo (GLP) se encuentra abastecido, la totalidad del incremento productivo se derivará a los mercados externos. En el corto plazo, se espera que la nueva capacidad genere exportaciones adicionales por US$100 millones anuales.
Una vez completado el tren de fraccionamiento, la cifra ascendería a US$150 millones anuales adicionales, tomando como referencia los precios actuales de mercado. Se estima que el potencial total de Mega con poco más de 7.000 toneladas diarias extras podría llevar la generación de divisas a una cifra cercana a los US$ 1.000 millones por año.
El gobierno de Rusia condenó la incautación del petrolero de bandera rusa Bella 1 realizada por fuerzas de Estados Unidos en aguas internacionales, y denunció una violación al derecho marítimo internacional.
A través de un comunicado del Ministerio de Transporte, Moscú sostuvo que, según la Convención de las Naciones Unidas sobre el Derecho del Mar de 1982, ningún Estado puede utilizar la fuerza contra buques debidamente registrados que navegan en alta mar.
El texto, difundido por el ministro Andréi Nikitin, señaló además que tras la intervención del Comando Europeo de Estados Unidos el gobierno ruso perdió contacto con la embarcación, lo que incrementó la preocupación oficial por la seguridad del buque y de su tripulación. En la misma línea, el legislador Andrei Klishas calificó el accionar estadounidense como un “acto de piratería absoluta”, de acuerdo con lo informado por la agencia estatal TASS.
Desde Moscú también se respaldó la posición de la empresa BurevestMarin, vinculada al petrolero, que aseguró que se trataba de un buque civil que navegaba sin carga y que su capitán intentó en reiteradas oportunidades comunicar su identidad y condición antes del abordaje. La compañía denunció que la persecución incluyó vigilancia aérea y se extendió durante varios días.
Para el Kremlin, la incautación del Bella 1 se inscribe en una estrategia más amplia de presión de Estados Unidos sobre Venezuela y sus aliados, y representa un antecedente que, según advirtió, pone en riesgo el principio de libertad de navegación en alta mar y profundiza la tensión entre ambas potencias.
Qué se sabe del Bella 1
El petrolero Bella 1, sancionado por Estados Unidos en 2024 por integrar una “flota fantasma” dedicada al transporte de crudo en violación de sanciones internacionales, había logrado eludir un primer intento de captura el mes pasado, cuando navegaba cerca de Venezuela y cambió de rumbo.
Desde entonces, las autoridades estadounidenses mantuvieron su seguimiento mientras avanzaba hacia el noreste, con apoyo de aviones de patrulla marítima P-8 desplegados desde la base de Mildenhall, en el Reino Unido, que monitorearon sus movimientos durante varios días hasta su interceptación, luego de que el buque pasara frente a la costa británica.
Durante la persecución, la tripulación pintó una bandera rusa en el casco y afirmó operar bajo protección de Moscú. Poco después, la nave apareció registrada oficialmente en Rusia con el nombre Marinera, mientras el gobierno ruso presentó una protesta diplomática para exigir el cese del operativo.
La maniobra abrió un frente legal en torno a la incautación, aunque fuentes del caso señalaron que la administración Trump no reconoce ese estatus y considera al petrolero un buque apátrida, lo que refuerza la posición estadounidense sobre la legalidad de la operación.
El presidente de Estados Unidos, Donald Trump, anunció este miércoles que, en el marco de un nuevo entendimiento bilateral, Venezuela destinará los fondos de sus exportaciones de crudo para adquirir únicamente productos fabricados en Estados Unidos.
Según detalló el mandatario a través de su red social Truth, esta medida posiciona a Washington como principal socio comercial de Caracas, una determinación que calificó como “una decisión sabia y algo muy bueno para el pueblo de Venezuela y de los Estados Unidos”.
“Venezuela is going to be purchasing ONLY American Made Products, with the money they receive from our new Oil Deal… A wise choice, and a very good thing for the people of Venezuela, and the United States.” – President Donald J. Trump 🇺🇸 pic.twitter.com/0pvM6QVa0L
El acuerdo contempla la importación de una amplia gama de suministros que incluye productos agrícolas, medicamentos y dispositivos médicos de origen estadounidense. Asimismo, el pacto prevé la compra de equipos especializados para la rehabilitación de la infraestructura eléctrica y las instalaciones energéticas venezolanas, sectores severamente afectados por la crisis interna de ese país.
Este anuncio se produce tras la confirmación de que Venezuela entregará a Estados Unidos entre 30 y 50 millones de barriles de petróleo que anteriormente se encontraban bajo sanciones. Trump precisó que el crudo “se venderá a su precio de mercado”, lo que marca un cambio significativo en la política de restricciones energéticas que pesaba sobre la nación sudamericana.
El control financiero de la operación quedará bajo la órbita directa del Ejecutivo estadounidense. “Ese dinero será controlado por mí, como presidente de Estados Unidos, para garantizar que se utilice en beneficio de los pueblos de Venezuela y Estados Unidos”, sostuvo el mandatario, subrayando que la Casa Blanca supervisará el flujo de capitales derivado de estas ventas.
Finalmente, el presidente estadounidense reafirmó que este esquema asegura que Venezuela se comprometa a “hacer negocios con los Estados Unidos de América como su socio principal”. El mecanismo busca garantizar el abastecimiento de bienes esenciales para la población venezolana mientras se fortalece la industria manufacturera y exportadora estadounidense bajo el nuevo marco de cooperación petrolera anunciado por Trump.
La empresa petroquímica Sealed Air confirmó el despido de 65 trabajadores, luego de que inicialmente se anunciaran alrededor de 90 desvinculaciones. Con el pretexto de afrontar “un proceso global de optimización de recursos”, la firma comenzó en noviembre las negociaciones para la reducción de personal.
Tras la ruptura de las negociaciones, el personal resolvió un paro por tiempo indeterminado y la fábrica se encuentra actualmente sin actividad. El delegado general de la comisión interna de la empresa, Alfredo Piscopo, señaló que los trabajadores están “en negociación hace dos meses” por estos despidos, incluyendo un “casi acuerdo” que la empresa truncó agregando demandas adicionales.
Durante la conciliación obligatoria, el gremio aceptó el retiro de 45 trabajadores, en su mayoría próximos a jubilarse, como parte de un acuerdo que permitiera reubicar personal y sostener la producción. Sin embargo, la negociación se frustró cuando la empresa exigió mayores niveles de producción con menos personal y sin respetar los tiempos de capacitación necesarios.
“Estamos con la planta parada y esperando que la empresa nos llame para negociar”, reveló Piscopo. La compañía justifica los despidos como un “proceso global de optimización de recursos”, con una reducción del 40% del personal bajo el artículo 245 de la Ley de Contrato de Trabajo.
Future Energy Summit (FES) Iberia Renewables & Storage celebrará su cuarta edición el próximo 12 de febrero en la ciudad de Madrid, y ya ha iniciado su cuenta regresiva con la apertura de las entradas Early Bird, disponibles a través del sitio oficial del evento: https://live.eventtia.com/es/fes-iberia26.
El evento marcará el punto de partida de la gira internacional 2026 de FES, que recorrerá nueve mercados estratégicos a lo largo del año, consolidando su posicionamiento como uno de los espacios más influyentes del sector energético global.
En esta edición, el foco estará puesto en el almacenamiento energético como vector clave para el desarrollo de las renovables, junto con los marcos regulatorios emergentes y los nuevos esquemas de inversión que están transformando el mercado ibérico.
Se espera la participación de cientos de referentes del sector, entre CEOs, autoridades gubernamentales, ejecutivos de utilities, fabricantes, desarrolladores, bancos y fondos de inversión. La jornada contará con transmisión en vivo a través del canal oficial de YouTube de FES, ampliando su alcance regional e internacional.
Entre los partners confirmados para esta edición se encuentran Wattkraft, Huawei, GameChange, Tera Batteries, Schletter y BLC Power Generation, empresas que lideran el desarrollo de soluciones tecnológicas aplicadas a renovables y almacenamiento, y que jugarán un rol activo durante el encuentro.
En línea con el perfil de alto nivel que caracteriza a FES, se han confirmado figuras clave del sector energético, como Carmen López Ocón, directora de Energías Renovables y Mercado Eléctrico del IDAE, Fátima García Señán, subdirectora general de Almacenamiento y Flexibilidad del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (MITECO y, Manuel Larrasa Rodríguez, secretario General de Energía y Minas de la Junta de Andalucía.
A ellos se suman Jesús Heras, technical Director SouthWest Europe de Wattkraft, Julio Castro, CEO de Iberdrola Renovables, y OscarAira, managing director Europe & Latin America de GameChange.
En el segmento de almacenamiento y soluciones BESS, se suman Domingo Jesús López Álvarez, Director General de Tera Batteries, y Enrique de Ramón, Global Head of Business Origination & BESS de Zelestra, quienes analizarán tendencias en almacenamiento a gran escala, integración en mercados mayoristas y valorización de servicios de flexibilidad.
También dirán presente perfiles de relevancia como:
Andrés Hernando – CTO – Huawei
Chema Zabala – Managing Director – Alantra Energy Transition
Jesús Manuel Gil Jiménez – Director de Hidrógeno – Enagás
Ángel Alegría – Head of Commercial – Schletter
Arancha García – Chief Integration & Transformation Officer – Templus
Gastón Fenés – Periodista y Co-founder – Energía Estratégica
FES Iberia es reconocido por su capacidad para generar espacios efectivos de relacionamiento, donde compañías regionales y globales avanzan en acuerdos comerciales, alianzas estratégicas y oportunidades de cooperación. Esta dinámica de networking será nuevamente una de las fortalezas del evento, en un contexto donde la integración de tecnologías, la trazabilidad de la energía y la optimización de inversiones exigen una colaboración cada vez más estrecha entre actores públicos y privados.
Este programa prioriza cinco líneas de actuación: agrovoltaica (€75 millones), autoconsumo colectivo con consumidores vulnerables (€40,5 millones), integración de renovables en infraestructuras (€40 millones), bombas de calor renovables (€30 millones), y fotovoltaica flotante (€17 millones). Mientras que las solicitudes estarán abiertas entre el 14 de enero y el 19 de febrero de 2026, a través de la sede electrónica del organismo.
El análisis de este marco de incentivos, su aplicación práctica en proyectos concretos y su impacto sobre la competitividad del sector serán temas centrales de los paneles que liderarán referentes institucionales y ejecutivos de empresas con operación en la región.
Sobre el cierre del evento, se prevé una agenda de actividades orientadas a la interacción directa entre desarrolladores, fabricantes, inversores y operadores del sistema eléctrico. Estas instancias de contacto directo consolidan a FES como un entorno propicio para avanzar en iniciativas que promueven la eficiencia energética, la descarbonización y la innovación aplicada.
¡No deje pasar la oportunidad y forme parte de FES Iberia Renewables & Storage 2026!
Petróleos de Venezuela, S. A. (PDVSA) confirmó este miércoles que mantiene conversaciones con el Gobierno deEstados Unidos para la venta de volúmenes de petróleo, en lo que representa un giro sin precedentes en la política energética bilateral.
En un comunicado oficial, la petrolera estatal afirmó que las negociaciones se desarrollan “bajo esquemas similares a los vigentes con empresas internacionales, como Chevron”, y que están basadas en “una transacción estrictamente comercial, con criterios de legalidad, transparencia y beneficio para ambas partes”.
Este anuncio ocurre a días de la operación militar de Estados Unidos en Caracas que culminó con la captura del presidente venezolano Nicolás Maduro, un acontecimiento que marcó un quiebre en las relaciones entre ambas naciones y el replanteo de vínculos comerciales hasta ahora suspendidos por sanciones y bloqueos.
Más temprano, el presidente Donald Trump había anunciado que Venezuela entregará entre 30 y 50 millones de barriles de petróleo al mercado estadounidense. Trump detalló que el crudo será vendido a precio de mercado y que él mismo supervisará los ingresos de esa venta para “beneficiar al pueblo venezolano y a los Estados Unidos”.
Fuentes oficiales estadounidenses señalaron que este volumen de crudo representa una parte significativa del petróleo almacenado que no ha podido salir de Venezuela debido a restricciones impuestas tras el inicio del conflicto reciente.
El comunicado de PDVSA subraya su objetivo de impulsar el desarrollo nacional y contribuir a la estabilidad energética global, aunque evita entrar en detalles sobre montos, plazos o volúmenes específicos de venta.
La Guardia Costera de Estados Unidos realizó dos operativos, uno en el Atlántico Norte y otro en aguas internacionales cerca del Caribe, que finalizaron con los abordajes e incautaciones del buque cisterna Bella I y el petrolero Sophia, que se encontraban atracados en Venezuela o en ruta hacia ese país.
La secretaria de Seguridad Nacional de ese país, Kristi Noem, publicó un mensaje y un video en el que se observan los abordajes consecutivos, de lo que denominó “flota fantasma”.
In two predawn operations today, the Coast Guard conducted back-to-back meticulously coordinated boarding of two “ghost fleet” tanker ships— one in the North Atlantic Sea and one in international waters near the Caribbean. Both vessels —the Motor Tanker Bella I and the Motor… pic.twitter.com/EZlHEtcufX
“Estos valientes hombres y mujeres merecen el agradecimiento de nuestra nación por su abnegada devoción al deber. Los criminales del mundo están sobre aviso. Pueden huir, pero no pueden esconderse“, escribió.
Y lanzó en modo de advertencia: “Nunca cejaremos en nuestra misión de proteger al pueblo estadounidense e interrumpir la financiación del narcoterrorista dondequiera que la encontremos, punto. Esta es la mayor fuerza de combate de nuestro país en su máximo esplendor. Esto es ‘Estados Unidos primero en el mar’”.
Neuquén apunta a mejorar la competitividad de Vaca Muerta frente al nuevo escenario mundial.
La captura de Nicolas Maduro, presidente de Venezuela y la posibilidad que nuevas inversiones que incrementen la oferta de crudo desde ese país no pasó desapercibida en Vaca Muerta. La primera semana de enero transcurrió con reuniones entre operadoras y representantes del gobierno provincial para analizar, entre otras cosas, el impacto de las medidas anunciadas por EE.UU.
La noticia no tomó por sorpresa a las compañías de Vaca Muerta que hace años veían como ineludible la posibilidad de que el régimen de Maduro llegara a su fin y permitiera la vuelta al ruedo de Venezuela al comercio internacional. Tras su captura, las conversaciones se centraron en la posibilidad de que el país caribeño retome una senda de producción que alcance los 3 millones de barriles diarios, incremente el comercio de gas, los plazos en los que se darían estos cambios y los efectos que eso tendría en el futuro de Vaca Muerta.
Ante esta posibilidad, la gobernación de Neuquén, que encabeza Rolando Figueroa, enfatiza en la necesidad de reducir los costos en la Cuenca Neuquina para hacer más competitivos el gas y el petróleo de Vaca Muerta. En esa clave, adelantaron que en 2026 se buscará acelerar el plan para mejorar la infraestructura vial a fin de mejorar los tiempos de la logística. Además, advirtió a las empresas sobre las ventajas de incrementar el uso de arenas de cercanía para estimular hidráulicamente los pozos no convencional, en oposición a la arena de Entre Ríos.
La mirada provincial sobre Venezuela
En conversación con EconoJournal, el ministro de Energía de Neuquén, Gustavo Medele, afirmó que “los países con grandes reservas de hidrocarburos siempre tendrán un efecto en el mercado global. Entendemos que en el corto plazo no veremos grandes cambios, en el mediano plazo existen dudas, pero sabemos que a largo plazo habrá un impacto mundial”.
El ministro de Energía de Neuquén, Gustavo Medele, analizó el impacto sobre Vaca Muerta de una eventual reactivación de la industria petrolera en Venezuela.
Si bien no hay temor por la competencia que pueda generar en el mercado el crudo venezolano -que es más pesado que el Medanito que comercializa argentina- los efectos que pueda tener la presencia de Venezuela sobre el precio del barril del Brent sí se presentan como un interrogante entre las compañías.
En este contexto, el ministro de Energía sostuvo que “desde Neuquén tenemos que seguir trabajando en el costo de producción y entendemos que tenemos que hacer un trabajo estratégico para reducir los costos del barril y de la molécula de gas. Para esto hay que dar reglas claras e invertir en infraestructura. Todo lo que hacemos está en esa línea ante la posibilidad de que en algún momento puede pasar algo que inunde (de crudo) el mercado”.
El ministro aseguró que la estrategia de la provincia para trabajar en este sentido apunta a acelerar las mejoras en las rutas provinciales que permiten conectar Vaca Muerta para reducir las demoras y embotellamientos que hoy presentan y construir nuevas redes eléctricas. Estimó que esta nueva infraestructura impactaría en una reducción del 20% de los costos de las empresas.
EE.UU. anunció que se hará cargo de la exportación de petróleo en Venezuela por tiempo indefinido.
El plan incluye para este año la ejecución de un total de nuevos 264 kilómetros de rutas que se suman a los 400 que se ejecutaron o iniciaron en 2025. Entre estas, contempla la pavimentación de las rutas provinciales 8 y 17 por un total de 51 kilómetros cruciales para la logística de Vaca Muerta. Se suman las rutas 7 y 17 donde se están asfaltando 23 kilómetros. Mientras que está próxima a comenzar la obra que suma 19 kilómetros de la duplicación de calzada en la ruta 67 que conecta a la ciudad de Neuquén con Vista Alegre Norte y la región de Vaca Muerta.
“Con estas mejoras se puede reducir los tiempos de demora del transporte, lo que impacta en que las empresas utilicen menos camiones, en menos horas hombre y otros gastos que eso apareja. El objetivo es mejorar la logística para que las empresas no demoren tanto en ir de un punto a otro”, agregó.
Por último, afirmó que la Provincia seguirá trabajando en fortalecer el comercio de gas hacia Brasil y señaló que estas mejoras también permitirían a la Cuenca Neuquina ser más competitiva frente a otros jugadoras. «La batalla hay que darla en el precio», consideró.
PDVSA, la petrolera estatal de Venezuela creada en 1976, confirmó la venta de crudo a Estados Unidos.
En un comunicado emitido en las últimas horas del miércoles 7/1, la petrolera venezolana anunció que “cursa una negociación con Estados Unidos para la venta de volúmenes de petróleo, en el marco de las relaciones comerciales que existen entre ambos países”.
“Este proceso se desarrolla bajo esquemas similares a los vigentes con empresas internacionales, como Chevron, y está basado en una transacción estrictamente comercial, con criterios de legalidad, transparencia y beneficio para ambas partes”, añadió.
El anuncio oficial ocurrió luego de que el secretario de Energía de los EE.UU., Chris Wright, afirmara que su país controlará la venta de crudo venezolano “indefinidamente”.
El martes, el presidente Donald Trump había anunciado que el gobierno de la “presidenta encargada” Delcy Rodríguez entregará hasta 50 millones de barriles de petróleo a Estados Unidos y que los ingresos serán “controlados” por él.
La “Presidenta encargada” de Venezuela, Delcy Rodríguez, negó que Estados Unidos esté al mando del Gobierno venezolano, cuyo Presidente, Nicolás Maduro, fuera secuestrado en la madrugada del sábado en una incursión militar estadounidense en Caracas, con bombardeos que dejaron un saldo provisorio de al menos 100 muertos, entre civiles, y militares venezolanos y cubanos.
Delcy Rodriguez reclamó por la vida y la liberación de Maduro y su esposa, también secuestrada en el operativo militar. Y afirmó por cadena nacional que “No hay ningún agente externo que gobierne Venezuela… Tenemos un Gobierno Constitucional, con un poder popular consolidado”, explicó.
Esas declaraciones ocurrieron pocas horas después de que Trump hablara al periodismo y asegurara que tiene a personas administrando Venezuela y que Rodríguez debe acatar órdenes, además de detallar que la Presidenta (E) “estaba cooperando”.
En las úlltimas horas del miércoles la portavoz de la Casa Blanca, Karoline Leavitt contrarrestó las declaraciones de Delcy Rodriguez señalando que “Tenemos la máxima capacidad de presión sobre las autoridades interinas”, y ratificó que la Administración Trump aspira a recibir de 30 a 50 millones de barriles de crudo venezolano, y que el viernes recibirá a representantes de las petroleras estadounidenses que podrían intentar desembarcar en Venezuela, donde sí está operando Chevron hace meses, en acuerdo con PDVSA.
En los últimos días la petrolera Chevron envió al menos once buques cisterna a Venezuela los cuales se espera que arriben a dos puertos venezolanos.
Los buques fletados por la única petrolera con licencia de exportación ante las sanciones de EE.UU. a la industria venezolana, llegarán a los puertos de José y Bajo Grande para cargar crudo.
“Chevron sigue centrada en la seguridad y bienestar de nuestros empleados, así como la integridad de nuestros activos. Seguimos operando en total cumplimiento con las leyes y regulaciones relevantes”, indicó un vocer de la compañía.
El gobierno de Trump pretende mantener el embargo al petróleo venezolano, cargarlo con destino a los Estados Unidos, comercializarlo en el mercado internacional. Con parte de lo que obtenga por dichas operaciones financiar a Venezuela la compra de productos e insumos que este país necesita. Y pretende que sean productos e insumos de origen estadounidense.
Mientras tanto, la mayoría de los países representados en la ONU cuestiona el accionar de la Administración Trump, cuya actitud amenaza expandirse a otros países de la región, según sus propias declaraciones, bajo el argumento de una supuesta “lucha contra el narcoterrorismo”.
El proceso de licitación de 1500 MW que Honduras se prepara a lanzar será completamente rediseñado. La Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE) ya confirmó que el modelo BOT (BOT (Build, Operate and Transfer)—bajo el cual los privados construyen, operan y luego transfieren las plantas al Estado— quedará fuera de los nuevos términos.
«La licitación de 1500 MW sufrirá cambios. Creemos que el BOT previsto en el pliego no continuará, al igual que las rondas sucesivas. Es una realidad porque se viene una nueva manera de hacer políticas públicas», aseguró Wilfredo Flores, comisionado de la CREE, en un video compartido por el propio comisionado.
“Honduras es un país rico en recursos naturales Tenemos sol, agua y viento. Además, tenemos tres interconexiones regionales con Guatemala, El Salvador y Nicaragua, por lo que el país tiene todo para desarrollarse desde el punto de vista energético. Solamente hay que crear las políticas públicas adecuadas para sacar el país adelante”, agregó.
Según pudo saber EnergíaEstratégica en diálogo con otras fuentes del sector, a decisión implica una revisión integral de los mecanismos de contratación, orientada a una política energética más flexible, con mayor participación del sector privado.
¿Por qué? Anteriormente, el diseño incluiría bloques diferenciados por tipo de tecnología y ubicación geográfica, con el objetivo de optimizar los recursos del país: solar en el sur, eólica en zonas del occidente y geotermia en regiones específicas.
Pero la redefinición del esquema también permitiría atraer una base más diversa de inversores, al eliminar la obligación de ceder los activos al finalizar la operación.
Este cambio se enmarca en una nueva orientación de las políticas públicas del sector, con mayor apertura al mercado, pero sin dejar de lado ciertos instrumentos sociales.
Desde la CREE sostienen que el país necesita ajustar su política energética a la realidad local, equilibrando señales económicas claras con medidas de protección para los sectores más vulnerables.
Uno de los ejemplos recientes es el congelamiento tarifario, ya que a pesar que el regulador había aprobado un aumento del 4,11 %, el Ejecutivo decidió mantener las tarifas sin cambios, priorizando el impacto económico sobre hogares y pequeñas empresas.
En paralelo, el gobierno concretó avances en infraestructura que preparan el camino para la incorporación de nueva generación.
Se instalaron 20 transformadores de 50 MW y se desarrollaron nuevas líneas de transmisión que permiten trasladar energía solar desde el sur hacia el norte, donde se concentra la demanda. Estas obras redujeron significativamente los apagones en zonas críticas como San Pedro Sula y permitieron descongestionar tramos clave de la red.
Como consecuencia, todo el potencial del país dependerá de la existencia de reglas claras, mecanismos de contratación y políticas de largo plazo. Y el nuevo proceso de licitación será un termómetro clave para medir hacia dónde se encamina la transición energética hondureña.
Perú registra una cartera solar fotovoltaica amplia con 13116,1 MW en tramitación ambiental con Estudios de Pre-Operatividad aprobados, según datos publicados por Osinergmin, distribuidos en 65 proyectos. Sin embargo, solo 11 de ellos cuentan con concesión definitiva, lo que representa apenas 2,3 GW habilitados formalmente para avanzar a etapa de construcción.
La magnitud del portafolio refleja el fuerte dinamismo de los desarrolladores. Entre los actores principales se destacan Orygen Perú, Viridi Energías Renovables, Kallpa Generación, Verano Energy, CSF Continua, Engie, Ibereólica Solar, Acciona, Oryx Power, y Grenergy, entre otros.
La empresa Orygen Perú S.A.A. lidera el desarrollo solar en el país, con 9 proyectos que suman 2661,7 MW, una cifra equivalente al 20% del total nacional. Sus iniciativas se reparten en tres regiones clave:
Moquegua: Rubí III (323,1 MW), Pampa del Sol Fase I y Cuna del Sol (663,4 MW en conjunto), Wayra Solar (94,2 MW) que ya se encuentra en construcción y tiene como POC febrero 2026.
Arequipa: Rubí V Fase I y II (663,4 MW en conjunto), Atoi (114 MW), Quyllur (502,2 MW) y Sumac Nina I (446,8 MW).
Ica: Arenarosa (169,8 MW).
El segundo actor más importante es el Grupo Viridi Energías Renovables, que impulsa cinco proyectos estandarizados que en conjunto suman 950 MW: Pompeya I y II (200 MW cada uno en Arequipa), Santiago I y II (otros 200 MW cada uno en Ica) y Persépolis (150 MW, también en Ica).
También con fuerte presencia aparece Kallpa Generación S.A., con dos proyectos que totalizan 440 MW: Ocoña (335 MW) y Sunny Expansión (105 MW), este último con concesión definitiva (R.M. 203-2025) y POC previsto para junio de 2026.
Verano Energy Perú S.A.C. opera una cartera de 692,8 MW con Sol de Verano III (600 MW) y Sol de Verano II (92,8 MW), ambas iniciativas aún en tramitación.
En tanto, el grupo CSF Continua suma 460 MW con los proyectos Continua Misti (300 MW), Continua Chachani (100 MW) y Continua Pichu Pichu (60 MW), ubicados en Arequipa y aprobados ambientalmente desde 2020.
Engie Energía Perú S.A. mantiene tres iniciativas que totalizan 285,7 MW: Hanaqpampa (140,8 MW, con concesión vigente), Ruphay (93,2 MW) y Expansión Intipampa (51,7 MW), este último también con resolución definitiva (R.M. 194-2025) y POC diciembre 2025.
Entre los desarrolladores con proyectos individuales de gran escala se destaca Ibereólica Solar Moquegua S.A.C., con Moquegua Solar (675 MW), aún sin habilitación ambiental. También sobresalen el proyecto Coral (403,2 MW) de Empresa de Generación Eléctrica Coral, y Valladolid (400 MW), impulsado por Oryx Power S.L.
Otras empresas con presencia estratégica también avanzan con proyectos relevantes dentro del pipeline solar peruano. Zelestra impulsa el proyecto San Joaquín, de 104,3 MW. Por su parte, Lader Energy desarrolla Sol de los Andes, una planta de 125 MW ubicada en la región sur del país, mientras que Fénix, filial de Colbún, promueve el proyecto Algarrobal, de 250 MW, que refuerza su estrategia de diversificación basada en energías renovables. Si bien estos actores no concentran el mayor volumen del portafolio, su presencia activa contribuye a ampliar la oferta y consolidar nuevas zonas de desarrollo solar en el país.
Dentro del grupo de proyectos con concesión definitiva ya otorgada se encuentran además: Illa Solar (385 MW, Energía Renovable La Joya S.A.) de Grupo Enhol y Kallpa, Solimana (250 MW, Ecorer S.A.C.), Lupi (150 MW, GR Vale S.A.C.), San José (155,7 MW, Acciona Energía Perú), Babilonia (200 MW, Babilonia Solar S.A.C.) y Macarena (170 MW, GR Chabamba S.A.C.). Todos ellos cuentan con resoluciones emitidas entre 2022 y 2025 y fechas de operación previstas entre 2025 y 2026.
Además de Wayra Solar, tres plantas ya iniciaron operaciones comerciales entre 2024 y 2025: Sunny (370 MW) Clemesí (115 MW, en Moquegua) y Matarani Solar (80 MW, en Arequipa), esta última desarrollada por Grenergy, lo que marca el inicio del ingreso efectivo de esta nueva ola solar al sistema eléctrico peruano.
Actores del sector coinciden en que se trata de una norma clave para el futuro energético del país y destacan la importancia de contar con un marco regulatorio previsible, transparente y construido en diálogo con los distintos actores del mercado.
El almacenamiento energético comienza a perfilarse como una de las grandes oportunidades del nuevo modelo de mercado eléctrico español. La evolución de los precios horarios y la creciente penetración de renovables generan condiciones propicias para esta tecnología, así lo aseguró la presidenta del Operador del Mercado Ibérico de Energía (OMIE), Carmen Becerril Martínez.
“El spread entre horas prácticamente ha subido un 25% entre el año 24 y el año 25”, advirtió la directiva. Esta diferencia entre los precios más bajos y más altos del día es lo que, en su visión, “es un dato muy alentador para el desarrollo del almacenamiento futuro”.
Durante su presentación en el Congreso de APPA Renovables, Becerril destacó que el nuevo escenario de precios no solo genera tensión para los productores renovables, sino también una apertura clara para la inversión en tecnologías de flexibilidad.
“Prácticamente las horas centrales del día son un 40% inferiores al precio medio, mientras que las horas punta de la tarde están un 75% por encima del mismo valor”, detalló.
El fenómeno responde a una transformación profunda en la curva de demanda y oferta, acentuada por la masiva incorporación de renovables.
“Son 7000 MW fotovoltaicos integrados en el sistema y 1300 MW eólicos año contra año. Este fenómeno ha distorsionado el patrón tradicional de precios, la punta, el llano y el valle clásicos ya no existen”, remarcó Becerril.
En ese contexto, el mercado español ha introducido una de sus herramientas más esperadas: el mercado de cuarto horario, una innovación que permite una programación más precisa y una mejor respuesta ante la volatilidad. Desde marzo de 2025 se integró en el mercado intradiario y, desde octubre, en el mercado diario.
“El sector renovable debería ser el mayor beneficiario de la flexibilidad que puede dar una oferta cuarto horario”, sostuvo la presidenta de OMIE.
Esta herramienta, que multiplica los periodos diarios de programación de 24 a 96, ha demostrado un impacto concreto. Aunque se esperaba un aumento exponencial de las operaciones intradiarias, “las ofertas han aumentado, pero no se han multiplicado por cuatro; ni siquiera por tres”, indicó Becerril,
La flexibilidad cobra aún más relevancia ante la presión de los precios negativos. OMIE registró el primer precio negativo en el mercado diario el 1 de abril de 2024, y desde entonces se han intensificado, sobre todo en el segundo trimestre de cada año. En mayo de 2025, el precio más bajo alcanzó los -15 euros/MWh, marcando un hito preocupante para los generadores.
En 2024 y 2025, los precios cero o negativos representaron cerca del 10% de las horas negociadas, un dato sin precedentes en el mercado español.A ello se suma el fenómeno de los vertidos económicos, particularmente en tecnologías solares y eólicas.
“Un 21% de la energía fotovoltaica que ofertó en el mercado en mayo no pudo entrar, a pesar de hacerlo con precios inferiores a 5 euros/MWh”, afirmó. Mientras que en el caso de la eólica, la cifra también fue del 20% para ese mismo mes.
Y cabe aclarar que dichos vertimientos no se debieron a restricciones técnicas sino a ausencia de demanda suficiente, pese a los bajos precios.
A nivel técnico, las restricciones del operador del sistema fueron relativamente menores en mayo: 1,31% en fase 1 y 0,97% en tiempo real para la fotovoltaica, y 0,43% y 0,37% respectivamente para la eólica. Sin embargo, en los meses de verano las limitaciones crecieron, superando el 10% en fase 1 y el 5% en fase 2, lo cual genera todavía más presión sobre las instalaciones renovables.
Otro dato revelador es el precio capturado por tecnología: mientras que la eólica logró mantener una media de 62 euros/MWh, la fotovoltaica cayó hasta los 34 euros/MWh.
“Estos valores hablan por sí mismos”, comentó la directiva, especialmente considerando que buena parte de estas plantas no cuenta con contratos PPA, y vende directamente al mercado spot.
La desconexión entre generación y demanda se refleja también en el comportamiento del consumo. “La demanda creció un 3% en 2024, pero en el año móvil se ha reducido ligeramente a un 2,1%”, señaló Becerril, remarcando la importancia de seguir fortaleciendo la demanda para poder absorber la generación renovable.
En cuanto a la expectativa de precios, los mercados de futuros anticipan una caída significativa para el segundo trimestre de 2026, con precios de mercado que rondan los 28 a 29 euros/MWh en abril y mayo, y un cierre de año en torno a 58 euros/MWh.
Ante este panorama, la electrificación y el almacenamiento se posicionan como ejes estratégicos. “Si hay que instalarse en algún sitio, probablemente España no es una mala opción si la comparamos con otros mercados europeos”, concluyó Carmen Becerril Martínez.
El encuentro marca la primera etapa de la gira internacional de FES para 2026, reunirá a representantes de alto nivel del sector público y privado para debatir modelos de negocio, avances regulatorios y proyectos de integración tecnológica centrados en la flexibilidad del sistema eléctrico. Entre los participantes ya confirmados figuran Carmen López Ocón del IDAE (Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía), Álvaro Pérez de Lema de la Mata, CEO de Saeta Yield, Rocío Sicre de EDP Renewables y Raúl García Posada de ASEALEN, entre otros líderes del ecosistema renovable y de almacenamiento.
Canadian Solar proyecta ampliar su participación en Sudamérica de cara a2026, con una estrategia centrada en el desarrollo de sistemas de almacenamiento BESS, apostando por la expansión técnica y comercial en los principales mercados solares.
Así lo manifestó el gerente general para Sudamérica de Canadian Solar, Samir Moura, durante una entrevista destacada en el marco de Future Energy Summit (FES) Chile, donde también detalló que el crecimiento de este segmento se acompaña con una estructura específica.
“Nuestro equipo en sistemas BESS está creciendo, no solamente en ventas, sino también en la parte técnica, porque las baterías tienen una ingeniería por detrás y es importante mostrar que estamos enfocados en ello”, planteó.
La compañía acumula 13 años de experiencia en Sudamérica y opera con un equipo de 60 personas distribuidas regionalmente, con base principal en Brasil y presencia directa en Colombia, Perú y Chile, lo que permite una atención local técnica y comercial, y una propuesta “one-stop shop”, que incluye paneles solares, inversores, baterías para los segmentos C&I y residencial, y soporte técnico asociado.
Este enfoque diferencial cobra especial relevancia en un contexto donde mercados como Chile y Brasil muestran un avance significativo en proyectos con storage, considerando que el país andino cuenta con casi 2 GW de sistemas BESS en operación.
“En esos países hay un movimiento muy fuerte por sistemas BESS y Canadian está lista para ofrecer esas soluciones, al igual que los paneles solares e inversores”, remarcó el directivo.
Innovación tecnológica para geografías desafiantes
Además del crecimiento en almacenamiento, la estrategia de Canadian Solar incluye una evolución constante de su portafolio fotovoltaico, considerando la preparación de nuevos módulos solares de hasta 725 Wp con tecnología TOPCon, como pilar central de su oferta regional.
A ello se suman atributos diseñados para condiciones climáticas desafiantes, como la bifacialidad, que permite aumentos de entre 10% y 30% en la generación eléctrica, junto con mejoras en el coeficiente de temperatura y la resistencia a la humedad, lo que amplía el rendimiento en climas extremos o de alta radiación.
Por el lado del almacenamiento, el foco también está en la flexibilidad y facilidad logística, especialmente en zonas remotas o con acceso limitado. En ese sentido, la firma trabaja en el desarrollo de SolBank Flex, una solución compacta y modular para proyectos BESS que facilita el transporte de kits de baterías, optimizando los costos y la velocidad de despliegue.
La innovación también impacta en los inversores, donde la compañía está incorporando inteligencia artificial para que estos dispositivos respondan en tiempo real a variaciones de frecuencia, voltaje o exigencias de red, aumentando así la eficiencia operativa del sistema completo.
“Estamos listos para acompañar la evolución del mercado solar y de almacenamiento en toda Sudamérica, con soluciones que integran tecnología, ingeniería y presencia local”, concluyó Samir Moura.
El gobierno de Ecuador, a través del Ministerio de Ambiente y Energía y la Corporación Eléctrica del Ecuador (CELEC EP), ejecuta una inversión de USD 278 millones en infraestructura de transmisión eléctrica. Se trata de proyectos de carácter plurianual, cuyos trabajos continuarán durante el presente año.
En 2025, CELEC EP, mediante su Unidad de Negocio Transelectric, destinó USD 114,9 millones para la conclusión de tres nuevos sistemas de transmisión y la ampliación de cuatro instalaciones existentes del SNT, orientadas a mejorar la confiabilidad y la capacidad operativa del sistema.
Entre las obras concluidas se encuentran el sistema de transmisión La Avanzada, de 230/138 kilovoltios (kV) y 150 megavoltamperios (MVA), que beneficia a la provincia de El Oro y fue inaugurado el 16 de octubre; el sistema de transmisión Tanicuchí, de 230/138 kV y 150 MVA, cuya subestación fue energizada el 12 de diciembre; y el sistema Cajas, de 230/69 kV y 150 MVA, energizado el 20 de diciembre, que refuerza la operación del sistema eléctrico en Imbabura.
Asimismo, se concluyeron ampliaciones en subestaciones estratégicas del sistema: en la provincia del Guayas, la primera etapa de Posorja (138/69 kV, 67 MVA) y Durán (69 kV); en Pichincha, El Inga, en el patio de 138 kV; y en Sucumbíos, Jivino (230 kV).
Adicionalmente, durante 2025 y con una inversión de USD 154,6 millones, CELEC EP avanzó en la construcción de 11 obras de transmisión, orientadas a optimizar el desempeño del Sistema Nacional de Transmisión en distintas regiones del país, entre las que destacan:
Sistema de transmisión Orquídeas, que mejorará la entrega de energía al norte de Guayaquil. La inversión es de USD 38.6 millones.
Sistema Delsitanisagua – Cumbaratza – Bomboiza, que mejorará la entrega del servicio eléctrico a Zamora Chinchipe. Su inversión es de USD 44.2 millones.
Línea Tisaleo-Totoras (en Tungurahua), con USD 5.4 millones de inversión.
A estas obras se suman la ampliación de otras subestaciones que son fundamentales para incrementar la entrega del servicio eléctrico en varias provincias.
En Guayas: Subestaciones Esclusas, que tiene una inversión de USD 13.2 millones, Salitral, con una inversión de USD 29.3 millones, y la segunda etapa de Posorja, con una inversión de USD 5.3 millones, subestación Orquídeas con una inversión de USD 26.3 millones.
En Manabí: Subestaciones Manta 2, con una inversión de USD 9.9 millones.
En Esmeraldas: Subestación Esmeraldas: La inversión es de USD 5.4 millones.
Loja: Subestación del mismo nombre, con una inversión de USD 1.9 millones.
Cañar: Subestación Taday, con una inversión de USD 7.7 millones.
De igual manera, en 2025 se ejecutaron 3.340 mantenimientos a la infraestructura del Sistema Nacional de Transmisión, con una inversión de USD 8,5 millones, acciones fundamentales para asegurar la operación confiable del sistema eléctrico nacional.
Los presidentes de Rusia y EE.UU. en la cumbre de Alaska en 2025.
El presidente de los Estados Unidos, Donald Trump, dio luz verde a un proyecto de ley que buscará sancionar con aranceles a los países que importen petróleo de Rusia. El objetivo declarado es forzar a Brasil, India y China a cesar sus compras de energía a Rusia.
El avance del proyecto, que cuenta con un fuerte respaldo bipartidista, se produce tras tomar el control de las exportaciones de crudo desde Venezuela y en medio de tensiones diplomáticas entre EE.UU. y Rusia por la intercepción de un tanquero sancionado que portaba bandera rusa.
El senador del Partido Republicano , Lindsey Graham, anunció este miércoles que Trump autorizó la votación en el Senado de un proyecto de ley que busca aplicar una suerte de embargo global a las exportaciones de energía de Rusia.
«Este proyecto de ley permitirá al presidente Trump castigar a los países que compran petróleo ruso barato para alimentar la maquinaria de guerra de Putin», publicó Graham en su cuenta de X. «Este proyecto de ley le daría al presidente Trump una enorme influencia sobre países como China, India y Brasil para incentivarlos a dejar de comprar el petróleo ruso», agregó.
El proyecto ya tiene el respaldo comprometido de 82 senadores y se espera que una legislación similar ingrese en la Cámara de Representantes. «Espero una fuerte votación bipartidista, ojalá la próxima semana», auguró el senador.
Qué sanciones impondrá EE.UU. a países que importen energía de Rusia
El texto autoriza al presidente a aplicar aranceles de hasta 500% a los países que importen energía de Rusia. De esa manera, Trump tendría una herramienta para forzar a los grandes importadores de petróleo ruso como India, China y Brasil a cesar o al menos reducir significativamente sus compras.
Graham suavizó el potencial alcance de la medida sobre la Unión Europea al aclarar que habría una excepción para los países que importan energía rusa pero que estan financiando o colaborando con el esfuerzo de guerra de Ucrania frente a Rusia. Los gobiernos europeos en diciembre acordaron dejar de importar gas natural de Rusia a través de gasoductos o como GNL para el 2027.
En Latinoamérica, Brasil incrementó significativamente sus compras de gasoil a Rusia tras el comienzo de la guerra en Ucrania. No obstante, esas importaciones se contrajeron en el último año y medio por el temor a potenciales sanciones.
PDVSA confirmó que ya negocia exportaciones de crudo con EE.UU.
PDVSA aseguró que mantuvo reuniones con el gobierno de Donald Trump.
La administración Trump anunció que tomarán el control comercial de las exportaciones de petróleo desde Venezuela. La petrolera estatal venezolana PDVSA confirmó que entabló una negociación sobre «ventas de volúmenes de petróleo» con los EE.UU.
“Este proceso se desarrolla bajo esquemas similares a los vigentes con empresas internacionales, como Chevron, y está basado en una transacción estrictamente comercial, con criterios de legalidad, transparencia y beneficio para ambas partes», informó la petrolera en un comunicado difundido en sus redes sociales.
Intercepción de un petrolero con bandera rusa
EE.UU. interceptó un buque petrolero con bandera rusa en el Océano Atlántico.
Las fuerzas armadas de los EE.UU. abordaron y capturaron un petrolero con bandera rusa en el Océano Atlántico el miércoles luego de una persecución que duró semanas en alta mar.
El buque petrolero, originalmente llamado Bella 1, fue sancionado por EE.UU. en 2024 por operar dentro de la flota en la sombra que transporta petróleo ilícito de Irán.
El mes pasado, la Guardia Costera estadounidense intentó incautar el buque mientras se dirigía a Venezuela para recoger petróleo, operando entonces bajo bandera de Guyana. Sin embargo, la tripulación se negó a ser abordada y huyó hacia el Atlántico, siendo interceptada cerca de Islandia.
Rusia condenó la incautación del Bella 1. El Ministerio de Transporte argumentó que “ningún Estado tiene derecho a usar la fuerza contra buques que estén debidamente registrados en las jurisdicciones de otras naciones” según la Convención de las Naciones Unidas sobre el Derecho del Mar, un tratado que EE.UU. no ha firmado.
Un informe del World Economic Forum (WEF) y Accenture señala que en los últimos diez años la puntuación regional en avance de la transición energética apenas ha mejorado: solo un 1,2%, mientras el promedio global es de 6,2 por ciento.
Un nuevo estudio del World Economic Forum (WEF) y Accenture, “Energy Transition Readiness: Latin America and the Caribbean”, establece que América Latina y el Caribe posee algunas de las condiciones y el potencial más favorable del mundo para liderar la energía limpia y avanzar en la transición energética. Sin embargo, la región enfrenta importantes desafíos en cuanto a inversiones, sobre todo en infraestructura.
De acuerdo con el informe, en los últimos diez años, la puntuación regional en avance de la transición energética apenas ha mejorado: solo un 1,2%, mientras el promedio global es de 6,2%. Nicolás Ruiz Moreno, senior Manager en Energy Industry Consulting de Accenture Argentina, destaca que “los desafíos estructurales —desde cuellos de botella en infraestructura hasta políticas fragmentadas, innovación limitada y financiamiento insuficiente— evidencian las áreas críticas donde la reforma y la inversión focalizada pueden liberar todo el potencial de la región.”
Transición energética
América Latina es la segunda región del mundo más avanzada en energías renovables y lidera a nivel mundial en hidroenergía.
El reporte del WEF y Accenture sostiene que América Latina y El Caribe representa el 7% de la población mundial, el 5% del suministro total de energía del mundo, una parte significativa del crecimiento futuro de la demanda energética y un incremento constante en las inversiones en energía limpia (proyectadas en 70.000 millones de dólares para 2025, un aumento del 25% desde 2015). Sin embargo, la región atrajo solo el 5% de la inversión privada global en energía limpia en 2024 y apenas el 4% del capital mundial destinado a la transición energética, limitado por altas tasas de interés y escaso acceso a financiamiento. De acuerdo con el análisis, para cumplir los objetivos energéticos y climáticos, la inversión anual total en energía limpia debe aumentar hasta los 150.000 millones de dólares en 2030 y seguir incrementándose de forma sostenida hasta 2050.
El ejemplo de Argentina
El estudio del WEF y Accenture destaca también que el aumento de la demanda global y las presiones de descarbonización están impulsando el interés por el gas natural. En este contexto, destaca el caso de México y Argentina, que están proponiendo nuevas instalaciones de exportación de gas natural licuado (GNL), y la capacidad regional de importación podría aumentar en un 50%.
El informe destaca también como ejemplo la expansión de producción de gas de Argentina. Según se explica, “la matriz energética de Argentina dependió durante mucho tiempo de las importaciones, los costosos combustibles líquidos y una integración limitada. A pesar de las vastas reservas de gas no convencional de Vaca Muerta, las brechas de infraestructura y de mercado obstaculizaban el reemplazo de combustibles de alta intensidad de carbono, el crecimiento de las exportaciones y una mayor seguridad energética.”
Producción de gas argentino
El reporte señala que la respuesta fue una estrategia conjunta entre actores del sector energético e YPF, orientada a expandir la producción de gas en Vaca Muerta y desarrollar la infraestructura necesaria para su transporte, licuefacción y comercialización. “El Plan de Promoción de la Producción de Gas Argentino (2020) impulsó la participación de los productores, mientras que el Gasoducto Perito Francisco Pascasio Moreno (2023) incrementó la capacidad de evacuación. Se prevé además la construcción de terminales de GNL y gasoductos transfronterizos, consolidando al gas natural como eje de la transición energética del país”, indica el documento.De esa forma, el WEF y Accenture concluyen que entre las buenas prácticas a imitar de este caso se encuentran que:
El diálogo construye legitimidad: Una participación estructurada con trabajadores, empresas y comunidades garantiza resultados de transición equitativos.
La reconversión laboral es esencial: Los marcos de capacitación y certificación preparan a la fuerza laboral para las industrias verdes emergentes.
La diversificación regional mantiene el impulso: Las inversiones locales en sectores alternativos generan resiliencia más allá de la economía del carbón.
tgs, compañía líder de energía, decidió incorporar a Jorge Vugdelija como Director de Grandes Proyectos. Desde esta posición, liderará la ejecución y el desarrollo de los proyectos de gran envergadura que impulsan el futuro de la organización, se explicó.
Jorge Vugdelija cuenta con una sólida formación y una extensa trayectoria en el sector energético regional. Es Ingeniero Electrónico por la UTN, con especializaciones en el ITBA y un Executive MBA del IAE Business School. Ocupó posiciones gerenciales en Pecom Energía, Petrobras Argentina y Refinor, y ejerció roles como CEO en Oleoductos del Valle (Oldelval) y como Executive President en Oleoductos de Crudos Pesados (OCP) en Ecuador.
Sobre tgs
tgs es la principal compañía de transporte de gas natural de Argentina. A través de más de 9.250 km de gasoductos que atraviesan siete provincias, transporta el gas natural desde los yacimientos del sur y oeste hacia los centros de consumo urbanos.
Durante sus 33 años de historia, la compañía se ha consolidado como líder en cinco líneas de negocio:
. Transporte de gas natural
. Procesamiento y comercialización de líquidos del gas natural
. Midstream en Vaca Muerta
. Telecomunicaciones
. Servicios
Con más de 35 instalaciones distribuidas en siete provincias y más de 1.100 colaboradores, tgs opera el Complejo Cerri y la Planta Galván en Bahía Blanca, donde se procesan líquidos derivados del gas natural.
En octubre de 2025, tgs fue adjudicataria para ejecutar la ampliación del Gasoducto Perito Moreno (Ex GPNK) , proyecto que permitirá incrementar la capacidad de transporte en 14 MMm3/día desde Tratayén (NQN) hasta Salliqueló (PBA).
Esta obra, con una inversión superior a 560 millones de dólares, contribuirá a sustituir importaciones y potenciar el desarrollo de Vaca Muerta, consolidando el rol estratégico de tgs en el abastecimiento energético del país, se destacó.
Además, la compañía impulsa el proyecto NGL’s, una iniciativa estratégica para monetizar el gas rico en hidrocarburos de Vaca Muerta mediante la separación, transporte y fraccionamiento de líquidos del gas natural (propano, butano, etano y gasolina natural).
Este proyecto contempla una inversión global superior a U$S 2.500 millones, incluyendo infraestructura de acondicionamiento en Tratayén, un poliducto de más de 500 km y una planta de fraccionamiento en Bahía Blanca, posicionando a tgs como líder regional en la industrialización y exportación de NGL’s.
EE.UU. administrará los ingresos de las exportaciones de crudo venezolano.
El secretario de Energía de los Estados Unidos, Chris Wright, dijo este miércoles que tomarán el control comercial sobre las exportaciones de petróleo crudode Venezuela por tiempo indefinido. La medida abarcará tanto al petróleo sancionado como a las futuras exportaciones de petróleo.
El presidente Donald Trump había anunciado por la noche del martes que Venezuela entregará a los EE.UU. entre 30 y 50 millones de barriles de petróleo sancionado, cuya venta y gestión de los ingresos sería asumida por el gobierno estadounidense. EE.UU. viene aplicando desde comienzos de diciembre un bloqueo naval contra los buques sancionados que transportan petróleo desde y hacia Venezuela.
EE.UU. venderá el petróleo de Venezuela
Sin embargo, la medida finalmente alcanzará a todas las exportaciones de petróleo crudo de Venezuela. “En el futuro venderemos en el mercado la producción que salga de Venezuela, primero este petróleo almacenado, y luego de forma indefinida venderemos en el mercado la producción saliente de Venezuela”, dijo Wright en una conferencia de energía realizada por Goldman Sachs cerca de Miami.
El Secretario de Energía de EE.UU. Chris Wright
El secretario de Energía añadió que EE.UU. proveerá el diluyente que Venezuela necesita para incrementar la producción de crudo pesado en la Faja del Orinoco.
Trump dijo que el crudo venezolano será vendido a precio de mercado “y ese dinero será controlado por mí, como presidente de los Estados Unidos de América, para garantizar que se utilice en beneficio del pueblo de Venezuela y de los Estados Unidos”.
PDAC es la principal convención mundial de exploración y minería. Tendrá más de 30.000 asistentes de más de 130 países.
La Argentina desembarcará en elPDAC 2026, en Toronto, con un escenario más activo que en años anteriores y una narrativa minera que empezó a ordenarse. El último año dejó señales concretas: un régimen de incentivos en funcionamiento, proyectos que comenzaron a destrabarse y un debate regulatorio que volvió a ocupar un lugar central en la agenda política. En un contexto internacional cada vez más competitivo para atraer inversiones, esos movimientos empiezan a ser leídos por el mercado.
El PDAC —la principal convención mundial de exploración y minería, con más de 30.000 asistentes de más de 130 países— no es solo una vidriera comercial: es el espacio donde se mide el pulso de los países mineros, su capacidad de ofrecer reglas claras y su voluntad de jugar en las grandes ligas. Y en ese escenario, la forma en que la Argentina se presenta vuelve a ser clave.
Desde 2023, Argentina Mining viene cumpliendo un rol central en la construcción de esa presencia internacional a través del Argentina Mining Pavilion, un espacio que reúne a empresas argentinas dentro del PDAC y les permite mostrarse de manera ordenada, profesional y con identidad propia frente a inversores, proveedores y tomadores de decisión globales.
Los ejes de PDAC
El pabellón no solo concentra la participación comercial, sino que funciona como una plataforma de posicionamiento país: articula empresas, promueve alianzas estratégicas y suma una agenda propia de conferencias y networking. En un evento que reúne a más de 1.100 expositores y unos 2.500 inversores, ese tipo de iniciativas se vuelve un diferencial concreto para captar atención en un mercado saturado de ofertas.
En un mundo donde la competencia entre jurisdicciones mineras es cada vez más intensa, el aprendizaje es claro: no alcanza con tener recursos, hay que saber mostrarlos. Y en ese sentido, la experiencia acumulada de Argentina Mining en PDAC empieza a consolidarse como parte de la estrategia de visibilidad del sector.
Un año bisagra: RIGI y señales hacia el mercado
El principal punto de inflexión que explica este nuevo clima fue la implementación del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI). Más allá de las discusiones políticas, el régimen introdujo un marco de estabilidad fiscal, cambiaria y jurídica largamente reclamado por la minería y comenzó a traducirse en hechos concretos.
La presentación de proyectos al RIGI —y en algunos casos su aprobación— funcionó como una señal clara para el mercado: la Argentina volvió a ofrecer condiciones mínimas de previsibilidad para inversiones de gran escala. Esa señal fue particularmente relevante para el cobre, un mineral estratégico para la transición energética global y uno de los grandes pendientes de la minería argentina.
En paralelo, el avance en la discusión sobre la adecuación de la Ley de Glaciares volvió a poner sobre la mesa un tema sensible, pero inevitable. Sin resolver este debate, buena parte de los proyectos de cobre del país seguiría condicionada. El impulso de ordenar criterios técnicos y dar mayor certidumbre regulatoria fue leído por el sector como un paso necesario para destrabar inversiones de largo plazo.
El regreso del cobre a la agenda productiva
Uno de los movimientos políticos más relevantes del año fue el cambio de perfil de Mendoza frente a la minería. La aprobación legislativa del Informe de Impacto Ambiental del proyecto San Jorge marcó un quiebre después de años de parálisis y posicionó a la provincia nuevamente dentro del mapa del cobre argentino.
San Jorge se convirtió así en uno de los proyectos más avanzados del país, con un horizonte más claro hacia la etapa de construcción. Este giro mendocino no es un dato menor: ocurre en una jurisdicción que durante años funcionó como símbolo de las restricciones a la minería metalífera y hoy empieza a enviar señales distintas al mercado.
Otro hito fue la aprobación de Los Azules (San Juan) como primer proyecto de cobre incorporado al RIGI, con una inversión estimada en US$ 2.672 millones. La decisión funcionó como señal testigo: por primera vez, un proyecto cuprífero argentino accedió a un régimen diseñado para inversiones de escala, otorgando previsibilidad a un desarrollo de largo plazo.
Una señal particularmente observada fue el anuncio de reactivación de Alumbrera, en manos de de Glencore, en Catamarca. El yacimiento, inactivo desde 2018, podría retomar operaciones hacia 2028, marcando un cambio de época: no solo se destraban proyectos nuevos, sino que vuelven a ser viables activos existentes.
Si hay un proyecto que sintetiza el potencial del nuevo ciclo es Vicuña. Impulsado por la sociedad entre BHP y Lundin Mining, el proyecto promete convertirse en la mayor inversión extranjera directa de la historia argentina, con foco en cobre.
Más allá de los plazos y de las definiciones que aún restan, Vicuña representa un cambio de escala: vuelve a colocar a la Argentina en el radar de los grandes jugadores globales del cobre, un mineral crítico para la electrificación, las energías renovables y la transición energética.
Un mensaje en construcción, pero más claro
La Argentina llega al PDAC 2026 con un mensaje todavía en proceso de consolidación, pero mucho más claro que en años anteriores. Hay avances regulatorios, decisiones políticas que empiezan a alinearse con las demandas del sector y proyectos de cobre que vuelven a ocupar un lugar central en la conversación.
En ese camino, el Argentina Mining Pavilion se afirma como una herramienta clave para amplificar esa narrativa: no solo muestra empresas y proyectos, sino que transmite continuidad, profesionalismo y una voluntad explícita de reposicionar al país en el escenario minero global.
En Toronto, una vez más, la Argentina no irá solo a contar lo que tiene bajo el suelo, sino a explicar —con mayor claridad que antes— qué está dispuesta a hacer para convertir ese potencial en inversiones reales.
Para oportunidades de participación en el Argentina Mining Pavilion – PDAC2026. Comunicarse a: pdac@argentinamining.com o +54 9 261 535-4504
Venezuela demoraría al menos una década para volver a producir 3 millonesde barriles diarios.
El mercado petrolero comenzó a evaluar qué nivel de inversiones serían necesarias en Venezuelapara incrementar su producción de petróleo crudo, que actualmente se ubica en un tercio o menos de su pico histórico de3,5 millones de barriles diarios. El esfuerzo será considerable si se tiene en cuenta que el presidente de los Estados Unidos, Donald Trump, deslizó la posibilidad de subsidiar a las petroleras norteamericanas para que vuelvan a invertir en ese país.
Las estimaciones de producción de crudoen Venezuela difieren según las fuentes. Los reportes oficiales declarados a la Organización de Países Productores de Petróleo (OPEP) indican una producción de 1,14 millones de barriles por día.
En cambio, Kpler, una firma de seguimiento comercial, estima que la producción venezolana de petroleo crudo se ubicó en unos 900.000 barriles por día durante el 2025, a excepción de noviembre y diciembre que disminuyó por problemas con infraestructuras.
El ex gerente corporativo de PDVSA y experto en upstream, Einstein Millan Arcía, considera que Venezuela cerró el 2025 con una cifra de producción cercana a 1,2 millones de bpd si se computan los barriles utilizados en la dilución del crudo pesado y una producción no declarada a la OPEP de entre 60 y 70.000 barriles de líquidos.
El ecosistema de costos en Venezuela
El costo de producción es una variable central para determinar el nivel de inversión necesario. Venezuela tiene actuales costos significativamente elevados en comparación con la situación registrada hasta la primera presidencia de Hugo Chávez, pero que podrían ser corregidos si se refuerza la producción de crudos livianos y medianos que son claves para reducir los costos de producción de crudos pesados en la Faja del Orinoco.
La petrolera estatal PDVSA en la última década y media descuidó la producción de crudos livianos y medianos en el occidente venezolano y elevó la producción de pesados en el Orinoco.
El resultado fue un incremento en la importación de crudos livianos y naftas desde Irán y otros destinos, que son necesarios para emplear como diluyente para facilitar el incremento de producción de crudo pesado, rompiendo con el ecosistema de producción que mantenía los costos bajos.
«Venezuela tuvo costos de producción de cuatro dólares por barril e inclusive menos hasta el 2008. Actualmente estamos entre 27 y 33 dólares por barril para el crudo mejorado de la faja. El costo del crudo no mejorado, el que se extrae del pozo, esta por debajo de los 13 dólares por barril», explicó Millan Arcía consultado por EconoJournal.
La producción de crudo pesado Merey en el Orinoco se ubica actualmente en 700.000 bpd, mientras que la producción de crudos más livianos en el Occidente está en alrededor de 300.000 bpd y está en aumento.
«En un escenario de continuidad operativa, la producción total de crudos y condensados en Venezuela podría elevarse a entre 1.270.000 y 1.330.000 barriles por día para 2026«, evaluó el titular de la firma Fractal.
Inversiones y plazos para el aumento de la producción
Las inversiones para volver a producir 3 millones de barriles diarios superan los US$ 100.000 millones.
La consultora Rystad Energy evalúa que las inversiones necesarias para volver a producir 3 millones de bpd en Venezuela hacia el 2040 ascenderían a US$ 183.000 millones, de los cuales 102.000 millones serían para exploración y producción y 81.000 millones en infraestructura. Solo para sostener la producción estable en alrededor de 1,1 millones de bpd hasta el 2040 se necesitarían US$ 52.000 millones en upstream e infraestructura.
Rystad subraya que un suministro adicional de 300.000 bpd podría restablecerse en los próximos 2 a 3 años con un gasto incremental limitado. Pero ampliar la producción más allá de 1,4 millones de bpd requeriría una inversión estable de US$ 8000 a 9000 millones al año entre 2026 y 2040.
Por el contrario, Millán Arcia evalúa que las inversiones totales necesarias para llegar a 3 millones de bpd se ubicarían en alrededor de US$ 110.000 millones durante un plazo de 8 a 9 años.
El ex gerente corporativo de PDVSA también destacó que el costo por barril fluyente de crudo para el crudo Merey en la Franja del Orinoco es significativamente inferior en comparación con otros crudos pesados del continente como el crudo WCS en Canadá y el crudo Maya de México.
«El costo del barril fluyente para la faja que nosotros estimamos está entre 13 y 18 mil dólares por cada barril de nueva producción. Es decir, la inversión sería de entre 13.000 y 18.000 millones de dólares por cada millón de barriles de nueva producción», concluyó.
Vaca Muerta recibió un respaldo significativo con la incorporación de TotalEnergies como la primera empresa privada en sumarse formalmente al Instituto Vaca Muerta (IVM). Esta iniciativa, liderada junto a YPF, tiene como objetivo preparar a los trabajadores que demandará la expansión sostenida del shale argentino, con la meta de posicionar a Argentina como un exportador neto de energía.
La adhesión de TotalEnergies se produce en un momento en que Vaca Muerta avanza hacia una etapa de mayor escala productiva, lo que implica una creciente necesidad de mano de obra calificada y el cumplimiento de estándares operativos más exigentes. Fuentes del sector anticipan que en las próximas semanas otras firmas con fuerte presencia en la cuenca neuquina también se sumarán al proyecto.
El acuerdo fue firmado en la Ciudad de Buenos Aires por Sergio Mengoni, director general y country chair de TotalEnergies en Argentina, y Lisandro Deleonardis, presidente del Instituto Vaca Muerta y vicepresidente de Asuntos Públicos de YPF. Esta incorporación fue interpretada como una validación temprana de la importancia y alcance del instituto.
El Instituto Vaca Muerta surge para afrontar un desafío concreto: las proyecciones indican que entre 2026 y 2030 podrían generarse hasta 50.000 nuevos puestos de trabajo vinculados al crecimiento de la actividad en la cuenca. Esto exige formar técnicos y operarios con conocimientos prácticos, énfasis en seguridad y capacidad para adaptarse a procesos cada vez más complejos.
La formación estará enfocada en perfiles críticos de la operación petrolera y gasífera, tales como perforación, fractura hidráulica, producción, mantenimiento y tratamiento de fluidos. Un aspecto destacado será la experiencia práctica en un pozo escuela ubicado en la zona de Río Neuquén, donde los estudiantes podrán entrenarse en maniobras reales dentro de un entorno controlado.
La sede académica funcionará en el Polo Tecnológico de Neuquén, equipada con simuladores, laboratorios y tecnología de última generación. La intención es que los egresados lleguen a los yacimientos con un conocimiento concreto del terreno y los procedimientos habituales en Vaca Muerta.
La creación del Instituto responde a estudios prospectivos que identificaron los perfiles laborales que la industria requerirá en la próxima década. La participación directa de las operadoras busca asegurar que los contenidos estén alineados con las demandas reales del campo.
Actualmente, el país cuenta con 44 perforadores activos, de los cuales 37 están concentrados en la cuenca neuquina, donde YPF mantiene un fuerte liderazgo en el segmento no convencional.
Impulsada por el rápido crecimiento del shale oil de Vaca Muerta, la Argentina alcanzó en 2025 niveles históricos de producción de crudo, posicionándose, como el cuarto mayor productor de petróleo de Sudamérica.Los datos la ubicaron por encima de Colombia y con aspiraciones de subir al podio sudamericano en 2026.
El logro se sostiene sobre las políticas implementadas durante la gestión del gobernador Rolando Figueroa, que facilitaron la inversión, la infraestructura, la institucionalidad y la licencia social, creando un entorno favorable para ser motor del desarrollo energético nacional.
NEUQUÉN, MOTOR DEL DESARROLLO ENERGÉTICO NACIONAL
Con el impulso de Vaca Muerta, la Argentina alcanzó niveles históricos de producción y hoy es el cuarto mayor productor de petróleo de Sudamérica, consolidando a Neuquén como pilar del desarrollo energético nacional.
En este contexto, se destaca la creación de un paquete de herramientas estables y de largo plazo que permitieron sostener el crecimiento de la producción, tanto convencional como no convencional, y generaron las condiciones para aprovechar al máximo el potencial de Vaca Muerta.
Una de las bases del crecimiento energético en Neuquén fue la seguridad jurídica y predictibilidad fiscal que ofreció la provincia. El gobernador Figueroa insistió en distintos foros internacionales que “en Neuquén la energía es una política de Estado” y destacó la importancia de que existan reglas de juego claras y estabilidad normativa para atraer inversiones a largo plazo.
La Offshore Technology Conference en Houston sirvió de marco para reforzar ese mensaje que invitó a las empresas internacionales a invertir en Vaca Muerta y convencer a las operadoras a consolidar y expandir sus proyectos en la cuenca neuquina.
La Provincia sostuvo reglas claras y continuas en materia de permisos, concesiones y contratos, brindando seguridad jurídica para el desarrollo hidrocarburífero convencional y no convencional. A ello se sumó una política impositiva provincial consistente en el tiempo, sin cambios abruptos ni discrecionales, que permitió previsibilidad económica a las inversiones, aun en contextos de alta volatilidad de la política energética nacional.
Protagonista estratégico
La empresa estatal Gas y Petróleo del Neuquén S.A. (GyP) se consolidó como herramienta estratégica del Estado provincial para articular capital privado, gestionar áreas de producción y promover proyectos de valor agregado.
GyP posee actualmente 100 áreas reservadas para exploración y producción, y participa directamente en asociaciones con operadoras, convirtiéndose en un actor central, que promueve innovaciones que optimicen el uso de energía, materiales y agua, y generan sostenibilidad y valor local.
La empresa provincial fue clave para ordenar la exploración, promover licitaciones competitivas y asociar capital privado, especialmente en el convencional, y luego para acompañar la transición y expansión hacia el desarrollo no convencional.
Infraestructura clave
El gobernador Figueroa rescató en múltiples ocasiones que la infraestructura es clave para hacer competitiva la producción de Vaca Muerta. De allí se dio continuidad a una fuerte inversión para bajar los costos de producción y aumentar la competitividad del petróleo y gas neuquinos, instando a la colaboración de empresas del sector que se transformaron en coprotagonistas de los proyectos de obras estratégicas, como el bypass de Añelo.
Neuquén impulsó inversiones en infraestructura vial, energética, logística y de servicios que hicieron posible sostener la actividad convencional madura y el crecimiento acelerado del no convencional, garantizando condiciones operativas y de seguridad.
El Ministerio de Economía de la Nación fijó para este martes el vencimiento del plazo para que las empresas adjudicatarias de las centrales hidroeléctricas del Comahue depositen US$ 707 millones correspondientes a los cánones de concesión.
El procedimiento financiero se rige por la Resolución 2124/2025, publicada el 30 de diciembre de ese año. El texto establece que la acreditación de los fondos en la cuenta de la Tesorería General de la Nación es el requisito administrativo previo para la toma de posesión de las plantas, programada para este jueves 8 de enero al mediodía.
De acuerdo con el resultado de la licitación, la empresa MSU Green Energy debe transferir hoy US$ 235,7 millones por el complejo El Chocón – Arroyito. Por su parte, Edison Inversiones es la responsable de los pagos correspondientes a las centrales Alicurá y Cerros Colorados, mientras que Central Puerto completa el esquema con la adjudicación de Piedra del Águila.
Desde el Palacio de Hacienda señalaron que estos recursos se aplicarán de forma inmediata al pago de vencimientos de capital e intereses de deuda pública que operan este viernes 9 de enero.
El ingreso de estas divisas resulta estratégico para cumplir con las obligaciones financieras externas sin afectar las reservas líquidas del Banco Central.
El traspaso de las centrales marca el fin de las prórrogas otorgadas a los antiguos concesionarios, cuyos contratos originales caducaron en 2023.
Aunque la licitación internacional por hasta 1500 MW ya había sido lanzada por la gestión anterior, el nuevo enfoque político la resignifica y reactiva expectativas en el sector privado, en particular entre desarrolladores de energías renovables con almacenamiento.
“Sus planes para el sector energético han planteado un cambio radical, orientado a volver a la senda original de la Ley General de la Industria Eléctrica, ha despertado muchas expectativas”, señaló el comisionado de la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE), Leonardo Deras, al analizar el nuevo contexto institucional.
Más allá del proceso licitatorio en sí, el principal elemento que reconfigura el escenario es la posibilidad de avanzar hacia un mercado más abierto y competitivo, con mayor participación privada.
En ese sentido, desde la CREE observan que el marco regulatorio ya contempla mecanismos para habilitar cambios en la estructura actual, hoy dominada por la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) como comercializador único.
La licitación contempla que el 65% de los bloques correspondan a proyectos renovables con almacenamiento, bajo la modalidad BOT (Build, Operate and Transfer). Este esquema implica que las plantas deberán ser transferidas al Estado tras 15 años de operación, una condición que introduce complejidades adicionales en la estructura de costos y dificulta la definición de precios de referencia, especialmente en un país sin antecedentes bajo este modelo contractual.
Ese diseño también plantea interrogantes sobre el impacto tarifario, dado que las inversiones terminarían siendo financiadas por la demanda. En ese marco, la definición del precio tope será uno de los ejes más sensibles del proceso, en un contexto donde la autoridad regulatoria debe equilibrar competitividad, sostenibilidad financiera y protección al usuario final, tomando como referencia los valores actuales de los contratos de compraventa de energía (PPA).
En paralelo, el nuevo clima político reactivó el interés de distintos actores del mercado. Se observa una mayor participación en las consultas por parte de consorcios nacionales que hasta ahora no habían logrado avanzar con sus proyectos, así como de empresas internacionales, tanto en tecnologías renovables como convencionales. La lectura generalizada es que el cambio de administración abre una ventana de oportunidad para reposicionar inversiones en el sector eléctrico hondureño.
El debate de fondo, sin embargo, excede la licitación. El foco está puesto en la posibilidad de romper el esquema de monopolio comercial, permitiendo que grandes consumidores negocien directamente su suministro.
“Se vislumbra la intención del Gobierno y la opinión del sector privado en abrir nuevamente el mercado para permitir que los consumidores más altos puedan tranzar su energía directamente con generadores privados y estatales”, afirmó Deras, al describir el rumbo que podría tomar el sector.
Según el comisionado, tanto la CREE como el Operador del Sistema (ODS) ya desarrollaron la mayor parte de las normativas previstas en la Ley General de la Industria Eléctrica y su reglamento, lo que permitiría avanzar técnicamente hacia ese esquema sin necesidad de reformas legales de fondo.
No obstante, el principal condicionante sigue siendo la situación financiera de la ENEE. La empresa estatal enfrenta dificultades para garantizar el pago de nuevas inversiones, arrastra pérdidas técnicas y no técnicas que no han sido corregidas y opera bajo una estructura tarifaria que solo reconoce costos, sin margen operativo. Esa combinación limita su rol dentro de cualquier esquema de transición hacia un mercado más competitivo.
Para que la apertura sea viable, el sector deberá corregir los errores que impidieron el desarrollo del mercado desde 2015, modernizar la gobernanza interna de la ENEE y lograr una coordinación efectiva entre las cuatro instituciones del sistema eléctrico, cumpliendo estrictamente con lo que establece la ley. Con el nuevo gobierno, ese proceso vuelve a estar sobre la mesa, esta vez con expectativas renovadas.
Tras la intervención militar de Estados Unidos y la posterior captura del presidente Nicolás Maduro y su esposa Cilia Flores, funcionarios gubernamentales de Washington y Caracas mantienen discusiones por la exportación de crudo venezolano a refinerías norteamericanas.
Según la agencia internacional Reuters, Venezuela tiene millones de barriles de petróleo cargados en tanqueros y en tanques de almacenamiento que no ha podido enviar debido a un bloqueo a las exportaciones impuesto por el presidente Donald Trump a mediados de diciembre.
El acuerdo podría desviar suministros desde China, que ha sido el principal comprador de Venezuela en la última década, y ayudar a la estatal PDVSA (Petróleos de Venezuela, S.A.) a evitar recortes de producción más profundos.
El suministro aumentaría el volumen de petróleo venezolano exportado a EEUU, un flujo que actualmente está controlado en su totalidad por Chevron, principal socio de empresa conjunta de PDVSA, bajo una autorización estadounidense.
Por lo pronto, al menos once buques fletados por la empresa se dirigen este mes a Venezuela, consolidando a la petrolera estadounidense como el único exportador autorizado del crudo del país sudamericano tras la caída de Nicolás Maduro por parte de fuerzas estadounidenses.
Según datos de Bloomberg, los barcos tienen previsto arribar a los puertos de José y Bajo Grande, ambos en el noroeste del país, incrementando la actividad respecto a diciembre, cuando nueve buques realizaron operaciones similares.
En medio de las negociaciones entre Donald Trump y Delcy Rodríguez durante la transición posterior a la captura de Nicolás Maduro, el presidente de Estados Unidos anunció este martes por la noche que Venezuela entregará entre 30 y 50 millones de barriles de petróleo a ese país.
Según explicó, el crudo será transportado mediante buques de almacenamiento, en una operación que estará a cargo del secretario de Energía, Chris Wright, y los fondos obtenidos serán “controlados” por el propio mandatario norteamericano para garantizar su uso en beneficio del pueblo venezolano.
“Me complace anunciar que las autoridades provisionales de Venezuela entregarán entre 30 y 50 millones de barriles de petróleo de alta calidad y autorizado a Estados Unidos. Este petróleo se venderá a precio de mercado y yo, como presidente, controlaré ese dinero para garantizar que se utilice en beneficio del pueblo venezolano y de Estados Unidos”, expresó Trump en su cuenta de la plataforma Truth Social.
Más tarde, el líder republicano precisó que había instruido al secretario de Energía para implementar el plan de manera inmediata. “He solicitado a Chris Wright que ejecute esta iniciativa sin demoras. El petróleo será transportado en buques de almacenamiento directamente hasta los muelles de descarga en Estados Unidos”, señaló.
La iniciativa fue respaldada por el secretario de Estado, Marco Rubio, quien afirmó que Washington utilizará el actual régimen de sanciones —especialmente las vinculadas al sector petrolero venezolano y a las organizaciones criminales— como principal herramienta de presión sobre los eventuales sucesores de Maduro.
En este contexto de incertidumbre política, los precios internacionales del petróleo registraron una caída al cierre de una jornada marcada por la volatilidad. Los operadores evaluaban el impacto de una eventual reapertura de las vastas reservas venezolanas tras la captura del exmandatario. El barril de Brent del mar del Norte para entrega en marzo retrocedió un 1,72%, hasta los 60,70 dólares, mientras que el West Texas Intermediate (WTI), para entrega en febrero, descendió un 2,04%, hasta los 57,13 dólares.
Este martes, la Casa Blanca convocó a ejecutivos de las principales compañías petroleras para analizar la situación en Venezuela. La reunión, prevista para finales de esta semana, es considerada clave para las aspiraciones de Washington de facilitar el regreso de las grandes petroleras estadounidenses al país, luego de que el chavismo asumiera el control de las operaciones hace dos décadas.
Trump ya había adelantado el fin de semana que mantuvo encuentros con estas empresas incluso antes de la captura de Maduro. “Todas nuestras compañías petroleras están preparadas y dispuestas a realizar importantes inversiones en Venezuela para reconstruir su infraestructura petrolera, que fue destruida por el régimen ilegítimo de Maduro”, señaló Taylor Rogers, vocera de la Casa Blanca.
Las elecciones presidenciales del 1 de febrero en Costa Rica no solo marcarán un nuevo ciclo político, sino que definirán el modelo de transición energética que adoptará el país en los próximos años.
Fuentes cercanas a Energía Estratégica señalan que tres candidatos concentran hoy la mayor fortaleza electoral: Claudia Dobles, por la Coalición Agenda Ciudadana; Álvaro Ramos, del Partido Liberación Nacional; y Laura Fernández, del Partido Pueblo Soberano, fuerza oficialista.
Las diferencias entre los tres espacios no solo se reflejan en sus planes de gobierno, sino también en la lectura que hace el sector energético sobre la viabilidad y profundidad real de cada propuesta.
En el caso de Laura Fernández, candidata del oficialismo, su plan prioriza la apertura del mercado energético, mayor participación del sector privado y la reducción de tarifas eléctricas mediante competencia.
Entre sus ejes se incluyen habilitar a privados para producir energía geotérmica, transformar el Sistema Eléctrico Nacional para que el ICE compita en igualdad de condiciones, revisar tarifas para eliminar sobrecostos y fortalecer la interconexión regional centroamericana. También incorpora el impulso a biogás y biometano a partir de residuos orgánicos, bajo una lógica de economía circular.
Sin embargo, desde el análisis político-energético, fuentes advierten que el actual gobierno no presenta una propuesta contundente y que se mantiene la línea de pensamiento vigente, sin una estrategia clara para acelerar la transición energética. Esta lectura introduce dudas sobre la capacidad del oficialismo para pasar de una agenda de eficiencia y precios a una transformación estructural del sistema.
Una mirada distinta surge desde el Partido Liberación Nacional, encabezado por Álvaro Ramos. Su propuesta oficial plantea una segunda generación de políticas energéticas, enfocada en tecnologías avanzadas, flexibilidad institucional y financiamiento sostenible.
Incluye el impulso a hidrógeno verde, geotermia avanzada y energía marina, junto con una modernización del ICE para permitirle establecer Alianzas Público-Privadas (APP) y contratar generación y almacenamiento con mayor agilidad.
El plan incorpora además una Ley de Finanzas Sostenibles para crear un Fondo Nacional de Transición Verde y habilitar la emisión de bonos verdes soberanos, así como el fortalecimiento de la rectoría del MINAE, separando planificación y operación. También promueve la generación distribuida y la modernización de la red mediante smart grids.
Desde el sector, se valora que Liberación Nacional reconoce explícitamente brechas estructurales en la transición hacia un sistema completamente bajo en carbono. Además, según la fuente consultada, el partido señala la necesidad de fortalecer la aplicación de energías renovables en el consumo total de energía y no limitar la estrategia al sistema eléctrico. Este enfoque amplía el debate hacia transporte, industria y usos finales, uno de los principales desafíos pendientes del país.
La propuesta más estructural surge desde la Coalición Agenda Ciudadana, liderada por Claudia Dobles, quien plantea una “Transición Energética Justa” con fuerte rectoría estatal. Su plan propone transformar RECOPE en una empresa pública de energías limpias, orientada a hidrógeno verde, biometano, almacenamiento energético y movilidad sostenible.
También mantiene el liderazgo del ICE en generación, transmisión y distribución, aunque con una modernización que amplíe su capacidad geotérmica y permita participación privada en solar y eólica bajo un modelo solidario.
Entre sus ejes centrales figura una ley que prohíba definitivamente la exploración y explotación de hidrocarburos, la creación de Ecoparques de Energía que integren distintas fuentes renovables con almacenamiento a gran escala y un marco regulatorio para baterías que permita estabilizar la red. Además, impulsa la generación distribuida, con tarifas accesibles y crédito para que hogares y comunidades actúen como prosumidores.
Desde el análisis en off, se destaca que la Coalición incorpora propuestas orientadas a descarbonizar la economía, priorizando la sostenibilidad ambiental, el uso de energías renovables y la eficiencia energética, en línea con los enfoques progresistas de acción climática desarrollados durante los gobiernos del Partido Acción Ciudadana (PAC), espacio del cual la Coalición hereda buena parte de su matriz ideológica y técnica.
Así, la contienda electoral presenta tres modelos energéticos claramente diferenciados: uno de continuidad con apertura de mercado, otro de ajuste estructural con foco tecnológico y financiero, y un tercero de transformación profunda con liderazgo estatal.
En un país que ya consolidó una matriz eléctrica mayoritariamente renovable, el debate ya no pasa solo por cómo generar electricidad, sino por cómo extender la transición a todo el sistema energético. Electrificación del transporte, consumo industrial, almacenamiento, redes inteligentes y gobernanza institucional serán los ejes que definirán el próximo mandato.
Las urnas no solo elegirán un presidente. Definirán también qué velocidad, qué profundidad y qué modelo tendrá la transición energética de Costa Rica en los próximos años.
Tema
Claudia Dobles
Laura Fernández
Álvaro Ramos
Rol del ICE
Líder estratégico y garante del sistema solidario.
Competidor en igualdad de condiciones con privados.
Ente flexible capaz de hacer Alianzas Público-Privadas.
Apertura Privada
Enfocada en eólica/solar, bajo regulación estatal.
Apertura de la Geotermia y mercado eléctrico general.
Alianzas estratégicas y contratación dinámica.
Combustibles
Transformar RECOPE hacia energías limpias. Prohibir exploración de petróleo.
Producción de biogás/biometano y uso de combustibles limpios.
Impulso al hidrógeno verde y energías de nueva generación.
Enfoque Principal
Transición justa, descarbonización y comunidades prosumidoras.
Reducción de tarifas y competitividad de mercado.
Modernización tecnológica (energía marina/avanzada) y financiamiento verde.
España pone en marcha dos nuevas convocatorias que suman 405 millones de euros para avanzar en su estrategia de transición energética. Las iniciativas, gestionadas por el Ministerio para la Transición Ecológica (MITECO) e Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE), están enfocadas tanto en la sustitución de fuentes fósiles por energías renovables como en el fortalecimiento de la capacidad industrial nacional en tecnologías verdes.
La primera, RENOCOGEN, destina 50 millones de euros a titulares de plantas de cogeneración y tratamiento de residuos que quieran reemplazar el uso de gas natural, gasóleo o fuelóleo por fuentes renovables como biogás, biomasa, aerotermia, geotermia, energía solar, eólica e hidroeléctrica con almacenamiento.
Esta línea ofrece hasta 15 millones por iniciativa, con una cobertura del 65% del coste total, aunque el mínimo requerido es de 50000 euros, y se podrán presentar empresas de cualquier tamaño, entidades públicas o agrupaciones empresariales. Además, se otorgará un adelanto del 80% del importe aprobado, y los proyectos deberán ubicarse a menos de 10 km de la instalación original.
El programa incluye bonificaciones para pymes, que podrán recibir un 10% adicional si son pequeñas empresas o un 5% si son medianas. También se premiará la localización en municipios incluidos en las estrategias de Reto Demográfico o Transición Justa.
En su edición anterior, RENOCOGEN asignó 46,8 millones a 16 proyectos que en conjunto sumaron 142,5 MW de nueva capacidad, principalmente solar, aunque también se destacó la combinación de tecnologías como biogás, biomasa, aerotermia y geotermia. La inversión total movilizada fue de 114,9 millones de euros, según comunicó el MITECO.
La segunda convocatoria, por 355 millones de euros, está dirigida a empresas industriales que desarrollen o amplíen fábricas de tecnologías limpias y se enmarca en el Pacto por una Industria Limpia de la Unión Europea (UE) y en el capítulo REPowerEU del Plan de Recuperación español.
¿Cuál es el objetivo? Escalar la producción nacional de componentes clave como paneles solares, aerogeneradores, electrolizadores, baterías, bombas de calor, entre otros.
Las subvenciones cubrirán hasta el 35% del coste elegible, dependiendo del tamaño de la empresa y su localización geográfica. El monto máximo será de 150 millones por proyecto, que podrá ampliarse a 200 o 350 millones si se ubican en zonas asistidas tipo «c» o «a», respectivamente.
Podrán aplicar tanto nuevas plantas como ampliaciones o reconversiones de líneas existentes. Se contemplan dos líneas de apoyo: una para iniciativas de entre 1 y 30 millones, y otra para inversiones a partir de 30 millones.
Estas líneas no solo persiguen un objetivo medioambiental, sino que están diseñadas para reforzar la competitividad estratégica de la industria española en un contexto europeo donde la carrera por las tecnologías limpias se acelera.
La estrategia se completa con una nueva orden de ayudas orientada a reforzar la industria nacional de tecnologías limpias. Tal como había adelantado Carmen López Ocón, directora de Energías Renovables del IDAE, se resolvió una primera convocatoria de ayudas de cadena de valor renovable en junio de este año, pero ahora se lanzará sacar un nuevo programa de ayudas que amplía mucho el alcance respecto al anterior, al estar incluido en el nuevo marco de ayudas estatales del Pacto por una Industria Limpia.
Por lo que esta línea financiará la fabricación de equipos y componentes para tecnologías renovables, tecnologías de red eléctrica, baterías, electrolizadores, etc.
“El objetivo es reforzar la autonomía estratégica española y europea incentivando la fabricación de equipos y componentes en el territorio nacional, también para las tecnologías de almacenamiento”, subrayó la funcionaria, en línea con los objetivos del Reglamento de la Industria Neta Cero impulsado por la Comisión Europea.
El impulso a la productividad renovable ocurre en paralelo a un dinamismo del mercado: durante 2025 se instalaron 8,85 GW de nueva capacidad renovable, distribuidos entre solar fotovoltaica y eólica, consolidando un avance sostenido en la expansión de proyectos limpios.
Este incremento anual contribuye a acelerar la electrificación de la industria y el crecimiento de tecnologías que serán protagonistas dentro de los proyectos que aspiran a las ayudas recientemente convocadas.
Cabe destacar que un representante del IDAE participará en FES IBERIA 2026, el encuentro clave del sector energético, que se celebrará el próximo 12 de febrero en Madrid. Su presencia será una oportunidad para ampliar detalles sobre estas convocatorias y dialogar con actores del ecosistema sobre el futuro de la industria limpia en España.
El Coordinador Eléctrico Nacional (CEN) de Chile publicó su Propuesta Preliminar de Expansión de la Transmisión para el año 2026, un documento técnico que define la hoja de ruta de inversiones críticas para la infraestructura energética del país. En esta edición, el organismo ha recomendado la ejecución de un total de 43 obras que suman una inversión referencial de 647 millones de dólares.
El desglose económico del plan revela una inversión de USD 254 millones destinados exclusivamente a 9 obras en el Sistema de Transmisión Nacional, mientras que para los Sistemas de Transmisión Zonal se proyectan USD 393 millones distribuidos en 34 proyectos.
El objetivo central es minimizar riesgos de abastecimiento, fomentar la competencia y viabilizar la transición energética bajo escenarios de demanda que prevén un crecimiento anual de hasta el 5,2% en caso de un despliegue masivo de hidrógeno verde.
Para el Sistema de Transmisión Nacional, el Coordinador propone 2 obras nuevas y 7 ampliaciones. La estrategia en el Norte Grande se centra en resolver las altas probabilidades de congestión diurna en los corredores de 500 kV y 220 kV.
Para ello, se propone la instalación de nuevos bancos de autotransformadores de 750 MVA en las subestaciones Nueva Lagunas y Kimal, diseñados para permitir la integración eficiente de Energías Renovables Variables (ERV).
En la zona centro, las proyecciones indican riesgos de congestión superiores al 30% a partir de 2036 en las transformaciones de las subestaciones Polpaico, Lo Aguirre y Alto Jahuel. Para mitigar esto, se incluyen ampliaciones mediante nuevos equipos de transformación y el aumento de capacidad de la línea 2×220 kV Polpaico – Cerro Navia.
Adicionalmente, se destaca la construcción de la nueva línea 2×220 kV Manuel Rodríguez – Agua Santa y la nueva Subestación Lo Curro, obras vitales para mejorar las transferencias y la seguridad de suministro en la Región Metropolitana y Valparaíso.
Mientras que la planificación zonal abarca desde Arica hasta Chiloé, siendo la Región Metropolitana el área con la mayor inversión zonal propuesta, alcanzando los USD 132,6 millones en 8 proyectos.
Dentro de este paquete, el Coordinador destaca el reemplazo de transformadores en la S/E Santa Marta, una obra justificada explícitamente por el crecimiento de la demanda asociada a la electromovilidad en la comuna de Maipú, impulsada por las licitaciones del transporte público.
Una innovación clave en esta propuesta es la incorporación de sistemas de almacenamiento como solución de transmisión. En la zona de Alto Jahuel – Charrúa, con una inversión de 79,6 millones de dólares, se proponen sistemas de almacenamiento (BESS) en las subestaciones El Monte, El Paico, Panguilemo y San Rafael. Estas tecnologías buscan asegurar el suministro a clientes y mantener la estabilidad de la red mientras se concretan otras obras de infraestructura de largo plazo.
A continuación, se detalla el cuadro principal con el desglose de la inversión referencial y la cantidad de obras por zona geográfica:
Zona / Sistema
Cantidad de Obras
Tipo de Obras
Inversión Referencial (MM USD)
Transmisión Nacional
9
2 Nuevas / 7 Ampliaciones
254,0
Arica – Diego de Almagro
7
Nuevas y Ampliaciones
57,5
Diego de Almagro – Quillota
9
Nuevas y Ampliaciones
95,7
Región de Valparaíso
1
Ampliación
6,0
Región Metropolitana
8
3 Nuevas / 5 Ampliaciones
132,6
Alto Jahuel – Charrúa
6
Nuevas y Ampliaciones
79,6
Charrúa – Chiloé
3
Ampliaciones
21,6
TOTAL GENERAL
43
647,0
Alerta por retrasos y licitaciones desiertas
Más allá de las nuevas obras, el Coordinador dedicó un capítulo al análisis de proyectos con procesos de licitación fallidos o retrasados. Dicho informe advierte que la no ejecución de ciertas obras compromete la suficiencia y seguridad del servicio en el corto plazo, por lo que se identificaron riesgos críticos en la suficiencia de subestaciones como Molina, San Clemente y Linares en la Región del Maule, y problemas en la ampliación de la S/E Tamarugal en Tarapacá.
Ante esto, el organismo recomienda evaluar la aplicación de mecanismos de urgencia para acelerar el desarrollo de esta infraestructura crítica.
Aunque cabe aclarar el informe preliminar se encuentra actualmente en etapa de observaciones, permitiendo a las empresas y actores del sector realizar comentarios técnicos antes de que el Coordinador envíe su recomendación definitiva a la Comisión Nacional de Energía (CNE).
Huawei Digital Power se consolida como uno de los protagonistas clave del mercado energético chileno. Con participación en varios proyectos de almacenamiento, la compañía refuerza su compromiso con soluciones avanzadas de energía que combinan baterías BESS, control inteligente y tecnología grid-forming.
El almacenamiento es la mejor solución para el mercado eléctrico chileno en estos momentos. Y desde Huawei estamos participando en once proyectos por un total de 2600 MWh”, afirmó Eduardo Saavedra Cea, solution director de Huawei Digital Power, quien destacó el momento decisivo que atraviesa la red nacional durante el encuentro Future Energy Summit (FES) Chile.
En paralelo a su participación activa en proyectos, la empresa lanzó recientemente en Chile su nuevo inversor solar HUAWEI SUN2000-506KTL-H1, diseñado específicamente para operar con funcionalidades grid-forming. Se trata de un equipo de alta eficiencia (99%), capaz de responder en milisegundos, trabajar con mayor densidad de módulos y funcionar en condiciones climáticas extremas, entre -25°C y 60°C.
“Ahora trabajamos con inversores bidireccionales y, en vez de módulos solares, tenemos las baterías. Entonces, implementamos la tecnología grid-forming”, explicó Saavedra sobre el enfoque modular con el que Huawei estructura sus soluciones energéticas.
Este despliegue se da en un contexto energético complejo. Chile cuenta con alrededor de 38 GW de capacidad instalada, pero una demanda máxima que apenas supera los 12 GW, lo que genera excedentes estructurales y episodios frecuentes de vertimientos de energía renovable, especialmente solar y eólica.
Y frente a la lentitud de los proyectos de transmisión, que requieren plazos largos de implementación, Huawei ve en el almacenamiento una respuesta inmediata y escalable. Por lo que su estrategia contempla dos etapas bien definidas.
En el corto plazo, la prioridad será el arbitraje energético. Sin embargo, la mirada de la empresa ya está puesta en una segunda fase: la provisión de servicios complementarios y estabilidad de red, elementos esenciales para un sistema cada vez más dominado por fuentes variables.
“Lo que hacemos es tener las baterías y con el PCS o inversor bidireccional, implementamos nuevas lógicas y emulamos el comportamiento de una máquina sincrónica. De esa forma, podemos implementar las mismas prestaciones”, deltalló el especialista.
“Suministramos la solución completa, como contenedores de batería, PCS, inversores direccionales, equipos de control, PPC, EMS. Hay distintos tipos o tiempos de respuesta, siendo las más rápidas a nivel del PCS mismo en milisegundos. Luego tenemos respuesta a nivel de planta del orden de los milisegundos y luego podemos implementar soluciones de mayor tiempo, por ejemplo, el black start”, agregó.
Un nuevo inversor para una nueva red
Bajo este panorama, Huawei Digital Power lanzó su nuevo inversor SUN2000-506KTL-H1, que gracias a un chip de última generación, permite una gestión más inteligente, flexible y rápida del flujo energético.
Además de su eficiencia y capacidad de operación en entornos exigentes, ofrece una mayor integración con sistemas de control centralizados, permitiendo respuestas coordinadas a nivel de planta en milisegundos.
El lanzamiento representa un nuevo hito en la trayectoria de Huawei en el sector energético. Desde su entrada en 2013 con inversores string, la compañía se posicionó rápidamente como líder global en inversores solares en 2015, y hoy amplía su portafolio con soluciones completas que abarcan baterías, inversores, EMS, PPC y PCS.
El sistema eléctrico portugués alcanzó en 2025 un nuevo récord de generación renovable, con una producción total de 37 TWh, suficiente para satisfacer el 68 % del consumo eléctrico del país.
Esto representa un hito para el país, ya que se convierte en la cifra más alta registrada en el sistema eléctrico nacional, superando los 36,7 TWh del 2024, incluso considerando las restricciones técnicas impuestas a la producción eléctrica para garantizar la seguridad del suministro del SEN en el período inmediatamente posterior al apagón del 28 de abril.
Así lo informó el operador de la red, Redes Energéticas Nacionais (REN), que destacó este hito como el nivel más alto registrado hasta ahora.
La producción renovable se vio impulsada por el aumento del 25% en la producción fotovoltaica, que continúa creciendo a un ritmo acelerado, impulsada por la fuerte expansión de esta tecnología en el sistema eléctrico nacional, así como por las condiciones especialmente favorables para la producción hidroeléctrica.
Según REN, la energía hidroeléctrica lideró el aporte renovable al cubrir el 27% de la demanda eléctrica total, seguida de la eólica, que representó el 25%.
La solar contribuyó con el 11 % del consumo, mientras que la biomasa explicó el 5%, configurando un portafolio diversificado de fuentes renovables.
La fracción restante de la demanda fue atendida por generación convencional —principalmente gas natural, con un 15 %— y por importaciones de electricidad, que alcanzaron el 17% del consumo nacional.
Mayor demanda y más importación eléctrica
Además, el saldo neto importador de electricidad se situó en 9.3 TWh, un 11% menos que el año anterior. Aun así, las compras externas cubrieron el 17 % de la demanda nacional, frente al 20% registrado en 2024.
Mientras que el consumo de electricidad en Portugal alcanzó los 53.1 TWh en 2025, lo que significó un aumento interanual del 3.2 %. Si se ajusta por condiciones climáticas y días laborables, el crecimiento fue del 2,3%, confirmando una tendencia alcista en la demanda del sistema eléctrico portugués.
Romina Sassarini se convirtió en la primera mujer en ocupar un lugar en el directorio de la empresa estatal.
El Gobierno de la Provincia de Salta designó aRomina Sassarinicomo vicepresidenta de Recursos Energéticos y Mineros Salta S.A. (REMSA), convirtiéndose en la primera mujer en ocupar un lugar en el directorio de la empresa estatal, tras dejar su cargo como secretaria
de Minería y Energía de la provincia de Salta. “La decisión refuerza la estrategia de gestión de gobierno que busca integrar de manera técnica y eficiente los sectores energético y minero como ejes del desarrollo provincial”, destacaron desde la gobernación.
La incorporación de Sassarini al directorio de REMSA representa una señal política clara, donde la Provincia apuesta a consolidar una conducción con experiencia específica, conocimiento del sector productivo y capacidad de articulación entre el Estado, la inversión privada y el desarrollo de la actividad. En un contexto donde la competitividad territorial depende cada vez más de infraestructura, energía y previsibilidad, la designación de Sassarini apunta a fortalecer la toma de decisiones estratégicas.
“Desde una mirada integral, la designación reafirma un concepto central del modelo de desarrollo salteño: no hay minería sin energía, y no hay desarrollo sostenible en el Norte argentino sin una gestión técnica que comprenda tanto los ritmos de la inversión privada como las responsabilidades fiscales del Estado. REMSA cumple un rol clave en ese entramado, al actuar como brazo operativo del Gobierno provincial en proyectos vinculados a recursos energéticos, infraestructura estratégica y aprovechamiento de activos públicos”, plantearon desde la gobernación de Salta.
Una trayectoria vinculada a los momentos clave del sector
Romina Sassarini llega a este nuevo desafío con una trayectoria de más de 15 años vinculada al ámbito minero y energético provincial. Abogada de formación, construyó un perfil técnico-político que la llevó a ocupar distintas funciones dentro del Estado, hasta asumir, por decisión del gobernador Gustavo Sáenz, la Secretaría de Minería y Energía de la Provincia.
Durante más de tres años al frente de ese organismo, acompañó uno de los períodos más dinámicos de la historia minera reciente de Salta. Su gestión se caracterizó por el fortalecimiento institucional, la ampliación de equipos técnicos para fiscalización y control ambiental, la consolidación normativa, la incorporación de la perspectiva de género y la promoción de políticas activas orientadas al empleo, el desarrollo de proveedores locales y la articulación territorial.
Sassarini se desempeñaba como secretaria de Minería y Energía en Salta.
Nueva vicepresidenta de REMSA
Bajo ese esquema de trabajo, Salta se consolidó como la provincia con mayor cantidad de proyectos mineros en distintas etapas, incrementó de manera sostenida el empleo del sector, fue reconocida internacionalmente por su previsibilidad institucional y avanzó en la puesta en marcha de proyectos estratégicos tanto en litio como en minería metalífera. Ese recorrido técnico y político constituye hoy el principal capital que Sassarini aporta al directorio de REMSA.
El desafío que se abre para Sassarini es convertir ese conocimiento técnico acumulado en acciones concretas que mejoren la competitividad de las industrias locales, fortalezcan la infraestructura energética y aseguren que la actividad minera y energética se traduzca en desarrollo tangible para la provincia. Se trata de una función estratégica, donde la planificación de largo plazo debe convivir con la coyuntura de los mercados internacionales y la necesidad de sostener inversiones incluso en contextos cambiantes.
Un paso institucional con perspectiva de género
La designación de Sassarini como vicepresidenta de REMSA marca además un hecho institucional relevante ya que es la primera mujer en integrar el directorio de la empresa.
“Con esta incorporación, REMSA refuerza su estructura de conducción y suma una mirada que combina experiencia técnica, conocimiento territorial y capacidad de articulación institucional. La nueva etapa que se abre para la empresa estatal se apoya en un perfil que conoce en profundidad los desafíos del sector y que ahora tendrá la responsabilidad de intervenir desde un rol clave en la planificación estratégica y la ejecución de políticas públicas vinculadas a los recursos energéticos y mineros de Salta”, concluyeron.
«Las autoridades interinas de Venezuela entregarán entre 30 y 50 millones de barriles de petróleo»,publicó Trump.
El presidente de los Estados Unidos, Donald Trump, anunció en la noche del martes que Venezuela entregará entre 30 y 50 millones de barriles de petróleo «sancionados» para ser vendidos en el mercado. La cifra en la banda inferior representa al menos un mes de producción de petróleo en Venezuela durante el 2025. El dinero producido por las ventas de estos barriles será administrado por el gobierno estadounidense.
El anuncio llega después de una jornada de alta actividad en las aguas de Venezuela, con reportes de decenas debuques petroleros sancionados intentando sortear en masa el bloqueo naval que EE.UU. mantiene vigente desde comienzos de diciembre.
Las estimaciones de producción de crudo difieren según las fuentes. Kpler, una firma de seguimiento comercial, estima que la producción venezolana se ubicó en unos 900.000 barriles por día durante el 2025, a excepción de noviembre y diciembre que disminuyó por problemas con infraestructuras.
El anuncio de Trump implica que pretende capturar por lo menos el equivalente a 34 días de producción de Venezuela.
Trump confisca millones barriles sancionados estacionados en Venezuela
Trump anunció en un post en su cuenta de Truth Social que «las autoridades interinas de Venezuela entregarán entre 30 y 50 millones de barriles de petróleo de alta calidad y sancionado a Estados Unidos».
El presidente agregó que el petróleo se venderá a precio de mercado “y ese dinero será controlado por mí, como presidente de los Estados Unidos de América, para garantizar que se utilice en beneficio del pueblo de Venezuela y de los Estados Unidos”.
«Le he pedido al Secretario de Energía, Chris Wright, que ejecute este plan de inmediato», añadió. «Se transportará en barcos de almacenamiento y se transportará directamente a los muelles de descarga en Estados Unidos«, sumó.
Jorge Vugdelija nuevo director de Grandes Proyectos de TGS
La empresa transportista de gas TGSdecidió incorporar a Jorge Vugdelija como su nuevo director de Grandes Proyectos. Vugdelija liderará la ejecución y el desarrollo de los proyectos de gran envergadura que impulsan el futuro de la organización, según indicaron desde la compañía a través de un comunicado difundido este martes.
Trayectoria del nuevo director
Jorge Vugdelija cuenta con una sólida formación y una extensa trayectoria en el sector energético regional. Es Ingeniero Electrónico por la UTN, con especializaciones en el ITBA y un Executive MBA del IAE Business School.
A lo largo de su carrera, ocupó posiciones gerenciales en Pecom Energía, Petrobras Argentina y Refinor, y ejerció roles de máxima responsabilidad como CEO en Oleoductos del Valle (Oldelval) y como Executive President en Oleoductos de Crudos Pesados (OCP) en Ecuador.
Transporte de gas
Con más de 35 instalaciones distribuidas en siete provincias y más de 1.100 colaboradores, tgs opera el Complejo Cerri y la Planta Galván en Bahía Blanca, donde se procesan líquidos derivados del gas natural.
En octubre de 2025, tgs fue adjudicada para ejecutar la ampliación del Gasoducto Perito Moreno, proyecto que permitirá incrementar la capacidad de transporte en 14 MMm³/día desde Tratayén hasta Salliqueló.
Grandes proyectos
Esta obra, con una inversión superior a 560 millones de dólares, contribuirá a sustituir importaciones y potenciar el desarrollo de Vaca Muerta, consolidando el rol estratégico de tgs en el abastecimiento energético del país.
Además, la compañía impulsa el proyecto NGL’s, una iniciativa estratégica para monetizar el gas rico en hidrocarburos de Vaca Muerta mediante la separación, transporte y fraccionamiento de líquidos del gas natural (propano, butano, etano y gasolina natural).
Este proyecto contempla una inversión global superior a US$ 2.500 millones, incluyendo infraestructura de acondicionamiento en Tratayén, un poliducto de más de 500 kilómetros y una planta de fraccionamiento en Bahía Blanca, posicionando a tgs como líder regional en la industrialización y exportación de NGL’s.
Nucleoeléctrica Argentina alcanzó en 2025 un récord histórico de generación eléctrica, consolidando por segundo año consecutivo su máximo nivel de producción anual. En el desagregado, dos de sus centrales nucleares, Atucha II y Embalse, batieron récords individuales de generación.
Durante el último año, la empresa estatal operadora de las centrales nucleares superó su récord de generación neta anual, con un total de 10.760.572 MWh netos, sobrepasando el máximo registrado en 2024, que había sido de 10.449.015 MWh netos.
La electricidad generada por la empresa representó aproximadamente el 7,5% de la generación nacional total durante el 2025, indicaron desde la empresa a EconoJournal.
Récords de generación en Atucha II y Embalse
La Central Nuclear Embalse alcanzó en 2025 una generación neta de 5.352.203 MWh, superando su marca anterior de 5.224.058 MWh, registrada en 2023.
Por su parte, la Central Nuclear Atucha II generó 5.408.370 MWh netos, superando el récord previo de 5.200.490 MWh, alcanzado en 2016.
Estos resultados reflejan el alto nivel de confiabilidad y desempeño operativo de las centrales nucleares argentinas.
Avances en proyectos estratégicos
En paralelo a este desempeño, Nucleoeléctrica avanza con proyectos estratégicos clave para asegurar la continuidad y el fortalecimiento de la generación nuclear en el país.
En la Central Nuclear Atucha I continúa el Proyecto de Extensión de Vida, una de las obras de infraestructura energética más relevantes de la Argentina.
A un año del inicio de la parada programada, el proyecto registra un 48% de avance, con importantes progresos en la modernización de sistemas esenciales. Esta obra permitirá que Atucha I continúe aportando energía segura y confiable durante 20 años más.
Asimismo, en la Central Nuclear Atucha II, Nucleoeléctrica avanza con el Proyecto de Almacenamiento en Seco de Elementos Combustibles Gastados (ASECG II), que ya presenta un 38 % de progreso.
Esta obra es esencial para asegurar el futuro operativo de Atucha II y garantizar una gestión responsable del combustible nuclear, conforme a los estándares internacionales más exigentes.
Sergio Mengoni, de TotalEnergies, y Horacio Marin, de YPF.
TotalEnergies formalizó su adhesión como socia del Instituto Vaca Muerta (IVM), mediante un acuerdo firmado este martes con YPF, impulsaora de la iniciativa. De esta manera, la petrolera de origen francés se posiciona como la primera aliada en este proyecto educativo que busca profesionalizar la mano de obra necesaria para potenciar las capacidades exportadoras de la Cuenca Neuquina.
El convenio quedó ratificado tras la firma entre Sergio Mengoni, director general y Country Chair de TotalEnergies en la Argentina, y Lisandro Deleonardis, presidente del IVM y vicepresidente de Asuntos Públicos de YPF. La adhesión representa un respaldo a la visión de la petrolera nacional de unificar criterios de capacitación en toda la industria del oil & gas y en particular en el desarrollo de Vaca Muerta.
Horacio Marín, presidente y CEO de YPF, subrayó que la incorporación de socios de esta envergadura demuestra la relevancia del proyecto para la competitividad global del sector. Según el directivo, «el IVM resulta fundamental para capacitar a miles de trabajadores bajo premisas de excelencia operativa, por lo que el desafío requiere de un compromiso conjunto de todas las operadoras para complementar la formación técnica existente con experiencia real en entornos controlados».
El rol del Instituto Vaca Muerta
La creación de este instituto surge de una investigación prospectiva realizada por la Fundación YPF. El estudio analizó las demandas ocupacionales y tecnológicas que enfrentará el segmento del Upstream durante los próximos diez años.
Con un crecimiento proyectado que estima la creación de hasta 50.000 nuevos puestos de trabajo hacia 2030, el IVM se presenta como la herramienta principal para evitar cuellos de botella en la disponibilidad de personal calificado. En cuanto a su infraestructura, el instituto contará con un «pozo escuela» ubicado en Río Neuquén.
Esta instalación permitirá realizar prácticas y maniobras críticas como las de perforación y fractura en un ambiente real pero supervisado, algo inédito en la oferta académica de la región. La sede administrativa y académica funcionará en el Polo Tecnológico de Neuquén, donde se concentrarán los laboratorios de última generación.
Mengoni junto a Lisandro Deleonardis, presidente del Instituto Vaca Muerta y vicepresidente de Asuntos Públicos de YPF
La propuesta pedagógica se centra en ocho perfiles estratégicos definidos por la industria: operadores de perforación, especialistas en fractura hidráulica, técnicos de producción, mantenimiento eléctrico y mecánico, instrumentación, y operarios para plantas de tratamiento de agua, crudo y gas. El programa inicial para nuevos talentos consta de 304 horas de instrucción intensiva distribuidas en un cuatrimestre de cursada.
Desde la perspectiva de TotalEnergies, Mengoni manifestó la importancia de participar en una iniciativa que beneficia al ecosistema productivo. El directivo recordó que «la empresa posee una trayectoria de casi 50 años en la Argentina y más de tres décadas de operación específica en Neuquén, por lo que la inversión en educación técnica es parte de su compromiso de impacto social y cultural en las comunidades donde opera».
Finalmente, el IVM no solo se limitará a la formación de ingresantes, sino que ofrecerá esquemas de formación continua para el personal jerárquico y técnico que ya se encuentra en actividad. Esto incluye programas de reconversión tecnológica para adaptarse a los nuevos equipamientos digitales y protocolos de seguridad operativa obligatorios para cualquier trabajador que deba ingresar a un campo petrolero en el futuro cercano.
TotalEnergies se convierte en la primera compañía en suscribir el convenio de adhesión para asociarse con YPF en el Instituto Vaca Muerta (IVM). Esta institución educativa será clave para impulsar la formación de los técnicos que necesita el desarrollo de Vaca Muerta y para el proyecto de transformar al país en exportador de energía.
El acuerdo fue suscripto por Sergio Mengoni, Director General y Country Chair de TotalEnergies en Argentina, y Lisandro Deleonardis, Presidente del Instituto Vaca Muerta y Vicepresidente de Asuntos Públicos de YPF, durante un encuentro realizado en las oficinas de YPF en la Ciudad de Buenos Aires.
La incorporación de TotalEnergies muestra la relevancia que este proyecto tiene para la industria. El IVM es clave para capacitar a miles de trabajadores, mejorar la seguridad y hacer que Vaca Muerta sea aún más competitiva a nivel global.
Este es el camino para seguir consolidando el desarrollo del sector”, afirmó Horacio Marín, presidente y CEO de YPF. “Desde la compañía impulsamos este instituto para complementar la formación existente y ofrecer experiencia real en entornos controlados Es un desafío que requiere el compromiso y el trabajo conjunto de toda la industria”, concluyó Marín.
El crecimiento proyectado en Vaca Muerta entre 2026 y 2030 podría generar hasta 50.000 nuevos puestos de trabajo y el IVM se presenta como una opción de capacitación impulsada por la industria para lograr esas especializaciones.
El IVM va a ofrecer formación técnica especializada en Upstream, que será inédita en la región, basada en la práctica real y teniendo como premisas fundamentales la seguridad y la excelencia operativa. Contará con un pozo escuela, que estará ubicado en Río Neuquén, donde podrán realizar las prácticas y maniobras críticas para la formación de los operadores. A su vez, tendrá su sede en el Polo tecnológico de Neuquén, donde la formación se realizará con simuladores y laboratorios con equipamiento didáctico para que los estudiantes puedan formarse en la última tecnología disponible y con la participación de los especialistas de la propia industria.
La creación del proyecto fue impulsada por Fundación YPF, que realizó una investigación prospectiva para anticipar cuáles serán las demandas ocupacionales y tecnológicas del Upstream para los próximos 10 años. Sergio Mengoni, Director General y Country Chair de TotalEnergies en Argentina,destacó: “Para nuestra compañía es un orgullo participar en esta iniciativa liderada por YPF, que beneficia a toda la industria. La educación y la mejora continua son pilares fundamentales del ADN de TotalEnergies, por eso decidimos invertir en el Instituto Vaca Muerta.”
Asimismo, subrayó que“TotalEnergies está presente en el país desde hace casi 50 años y en Neuquén desde hace más de 30, impulsando el desarrollo económico, social y cultural, y generando un impacto positivo en las comunidades y actores con los que trabajamos.”
Acerca del IVM
La propuesta educativa ofrecerá una formación de alta especialización en Upstream O&G, centrada en ocho perfiles estratégicos: operadores de perforación, fractura hidráulica, producción, mantenimiento eléctrico y mecánico, instrumentación, plantas de tratamiento de agua y crudo, y plantas de tratamiento de gas. El programa de estudiode formación inicial para los nuevos talentos tiene una carga de 304 horas distribuidas en cuatro meses. A su vez, se brindará formación continua para el personal de empresas que requiera actualización y reconversión tecnológica, además de capacitación en seguridad operativa para quienes no tengan experiencia técnica y deban ingresar a un campo petrolero. El IVM se propone complementar la oferta académica existente y consolidarse como un referente para el ingreso a la industria, brindando a futuros y actuales operarios y técnicos la posibilidad de adquirirexperiencia práctica en instalaciones reales dentro de un entorno seguro y controlado.
Trump prometió algún tipo de garantía para las petroleras que vuelvan a invertir en Venezuela.
El presidente de los Estados Unidos, Donald Trump, busca que las petroleras nortemericanas se comprometan cuanto antes con realizar inversiones en Venezuela. El primer contacto formal entre el gobierno y las compañías luego de la intervención militar en ese país ocurrirá esta semana durante un foro energético programado en Miami. Mientras tanto, Trump ya adelantó que buscan ofrecerles algún tipo de garantía para que aceleren las inversiones.
El secretario de Energía de EE.UU., Chris Wright, buscará conversar con ejecutivos de la industria petrolera sobre la reactivación del sector energético venezolano durante la Conferencia de Energía, Tecnologías Limpias y Servicios Públicos de Goldman Sachs en Miami.
Al evento asistirán ejecutivos de Chevron, ConocoPhillips y otras compañías. Chevron es la única petrolera de las major que aún opera en en el país.
Trump presiona y promete garantías en Venezuela las para petroleras
Trump declaró que mantuvo llamados con las petroleras durante el fin de semana y afirmó que hay un gran interés de invertir en Venezuela, aunque un relevamiento de Reuters entre directivos de petroleras arrojó que no existieron tales conversaciones.
Más allá de la presión pública sobre las compañías, el presidente deslizó este lunes que está delineando un proyecto en el que el Estado norteamericano podría actuar como garante para que aceleren inversiones en la infraestructura petrolera venezolana.
«Habrá que gastar una enorme cantidad de dinero, y las compañías petroleras lo harán, y luego recibirán un reembolso de nosotros o de sus ingresos», dijo Trump a la cadena NBC News.
El presidente agregó que el proyecto para que las compañías de la industria petrolera estadounidense expandan sus operaciones en el país podría estar “en funcionamiento” en menos de 18 meses.
«Tener una Venezuela productora de petróleo es bueno para Estados Unidos porque mantiene bajo el precio del petróleo”, analizó Trump.
Lo que comenzó como acuerdos de intención en oficinas gubernamentales ya se siente en los pasillos de las operadoras en Medio Oriente.
El interés de los Emiratos Árabes Unidos y Arabia Saudita por Vaca Muerta ha pasado a una fase operativa crítica: la captación de talento especializado para trasladarse a la Cuenca Neuquina.
El factor humano: La señal definitiva
Fuentes cercanas a la industria en Abu Dhabi confirman que las grandes operadoras del Golfo ya están tanteando a ingenieros y especialistas con experiencia en exploración que posean una ventaja competitiva clave: el dominio del español y el árabe.
“Cuando a esta gente se les mete algo entre ceja y ceja, nadie los aparta de lo que se proponen”, comenta un ingeniero petrolero con base en los Emiratos. Esta determinación es la que hoy pone a Argentina en el centro de la estrategia global de ADNOC y sus brazos inversores.
Los tres pilares de la revolución árabe en 2026
ADNOC y el GNL: La firma del acuerdo para el proyecto Argentina LNG no es solo un papel. La logística para construir plantas de licuefacción en Río Negro requiere una transferencia de tecnología y personal que ya está en marcha.
Saudi Aramco: El gigante saudí busca replicar su eficiencia operativa en el shale argentino. Su llegada no solo trae capital, sino una visión de largo plazo que busca asegurar el suministro energético global.
Fondos Soberanos (Mubadala): El interés se extiende a la infraestructura. La capacidad de estos fondos para invertir “a bolsillo propio” acelera tiempos que tradicionalmente dependen de financiamiento bancario complejo.
Un nuevo mapa de competitividad
Este cambio de mapa encuentra a las empresas nacionales en su mejor momento. El liderazgo de operadoras locales, que hoy llevan adelante el grueso de la producción, se verá potenciado por esta inyección de capital extranjero. La combinación es potente: conocimiento geológico local más el músculo financiero de Medio Oriente.
Con exportaciones que apuntan a los US$ 30.000 millones, Vaca Muerta deja de ser una esperanza para convertirse en la realidad que el mercado global demanda. El 2026 será, sin duda, el año de la integración cultural y técnica entre el Golfo y la Patagonia.
Los precios del petróleo subieron más de un 1% el lunes debido a que los abundantes suministros globales compensaron las preocupaciones sobre el impacto en los flujos de Venezuela, hogar de las mayores reservas mundiales, tras la captura por parte de Estados Unidos del presidente de ese país, Nicolás Maduro.
Los futuros del crudo Brent subieron 96 centavos, o un 1,58%, a 61,71 dólares por barril, mientras que el crudo estadounidense West Texas Intermediate (WTI) ganó 95 centavos, o un 1,66%, a 58,27 dólares.
Los índices de referencia subieron más de 1 dólar en las operaciones de media mañana después de haber caído más de 1 dólar anteriormente en una sesión agitada, mientras los inversores digerían la noticia de la captura de Maduro y de que Washington tomaría el control del miembro de la OPEP cuyas exportaciones de crudo habían estado bajo un embargo estadounidense que sigue vigente.
Mercado abastecido en medio de la tensión geopolítica
En un mercado global con abundante suministro de petróleo, los analistas dijeron que cualquier interrupción adicional a las exportaciones de Venezuela tendría poco impacto inmediato en los precios. La producción de petróleo en el país se ha desplomado en las últimas décadas en medio de una mala gestión y una falta de inversión de empresas extranjeras después de que Venezuela nacionalizara las operaciones petroleras en la década de 2000.
La producción promedió alrededor de 1,1 millones de bpd el año pasado, o apenas el 1% de la producción mundial. Kazuhiko Fuji, consultor del Instituto de Investigación de Economía, Comercio e Industria de Japón, señaló también que los ataques estadounidenses no habían dañado la industria petrolera del país sudamericano.
La presidenta interina de Venezuela, Delcy Rodríguez, ofreció el domingo colaborar con Estados Unidos. “Esto reduce el riesgo de un embargo prolongado a las exportaciones petroleras venezolanas, con el petróleo potencialmente fluyendo libremente fuera de Venezuela en poco tiempo”, dijeron los analistas de SEB.
El boom de la minería no es exclusivo de la Argentina en tiempos del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) y la llegada de inversiones con el nuevo gobierno de Javier Milei, aunque sí es motor de un salto inédito global para el sector.
Las empresas mineras registran una valuación de mercado récord y con grandes proyectos en el mundo, millonarios en el país, suman más de u$s 2,17 billones en capitalización bursátil (más de u$s 800.000 millones lo sumaron solo en 2025).
De las 10 empresas mejor valuadas del mundo y las que llegaron a triplicar su valor, siete tiene proyectos en la Argentina. Y casi todas pidieron entrar al RIGI.
El yacimiento volvió a ubicarse en la cima del ranking de producción y quedó a las puertas de un hito inédito para la industria local ¿Qué otras áreas se consolidan como las mayores productoras del país?
La producción petrolera argentina volvió a mostrar en noviembre de 2025 una foto cada vez más nítida: el corazón del sistema energético nacional late en Vaca Muerta y lo hace de la mano de un número reducido de bloques que explican una parte sustancial del shale total, con Loma Campana al frente.
El país alcanzó una producción promedio de 843.069 barriles diarios, con una leve contracción mensual del 0,76%, pero con un crecimiento interanual contundente del 12,47%, traccionado casi exclusivamente por el desarrollo del shale oil.
Loma Campana explicó por sí sola el 11% de todo el petróleo producido en el país durante el mes. Además, mostró un crecimiento mensual del 7,84%, suficiente para recuperar el liderazgo y desplazar a La Amarga Chica del primer puesto.
Ese contraste entre una baja coyuntural y una suba sostenida en términos anuales resume la dinámica actual del sector: ajustes operativos de corto plazo conviven con una expansión estructural del no convencional, que sigue desplazando al petróleo tradicional tanto en volumen como en relevancia estratégica.
Dentro de ese escenario, Loma Campana volvió a ubicarse en la cima del ranking de producción y quedó a las puertas de un hito inédito para la industria local.
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El yacimiento, operado por YPF, produjo en noviembre 92.742 barriles diarios, apenas 7.258 barriles por debajo del umbral simbólico de los 100.000 barriles diarios, una cifra que ningún yacimiento individual había alcanzado hasta ahora en la Argentina.
El desempeño del área no solo es relevante por el volumen absoluto, sino por su peso relativo: Loma Campana explicó por sí sola el 11% de todo el petróleo producido en el país durante el mes. Además, mostró un crecimiento mensual del 7,84%, suficiente para recuperar el liderazgo y desplazar a La Amarga Chica del primer puesto.
Este comportamiento reafirma el rol de Loma Campana como emblema del desarrollo no convencional. Se trata de un bloque que combina escala, continuidad operativa y aprendizaje acumulado, y que funciona como referencia técnica para el resto de los proyectos de shale en el país.
El dominio de YPF en el shale neuquino
El ranking de noviembre deja en evidencia una concentración poco habitual: los tres bloques más productivos de la Argentina pertenecen a la misma formación geológica y al mismo operador.
Detrás de Loma Campana se ubicó La Amarga Chica, también bajo operación de YPF, con una producción de 84.600 barriles diarios, equivalente a cerca del 10% del total nacional.
YPF, Vaca Muerta, Hidrocarburos los tres bloques más productivos de la Argentina pertenecen a la misma formación geológica y al mismo operador: YPF. El podio se completa con Bandurria Sur, otro desarrollo shale de la petrolera de mayoría estatal, que alcanzó los 61.622 barriles diarios y aportó el 7,31% del crudo argentino.
En conjunto, estas tres áreas explican más de una cuarta parte de toda la producción del país, un dato que grafica con claridad la centralidad que alcanzó Vaca Muerta dentro del esquema energético nacional.
Este dominio no es casual. Responde a una estrategia de concentración de inversiones, optimización de costos y estandarización de procesos que permitió escalar la producción en un contexto macroeconómico complejo y con restricciones de infraestructura aún vigentes.
El convencional resiste, pero pierde terreno
Más allá del protagonismo del shale, el ranking también muestra que el petróleo convencional mantiene presencia, aunque con un peso relativo cada vez menor.
En el cuarto lugar se ubicó Anticlinal Grande–Cerro Dragón, operado por Pan American Energy, con una producción de 57.567 barriles diarios, lo que representa el 6,83% del total nacional.
En la misma cuenca del Golfo San Jorge, Manantiales Behr, todavía bajo operación de YPF, aportó 24.739 barriles diarios, equivalentes al 2,93% de la producción del país.
Ambos casos confirman que las áreas maduras siguen siendo relevantes, pero también exhiben las limitaciones estructurales de un modelo que enfrenta mayores costos, declino natural y una necesidad creciente de incentivos para sostener la actividad.
Shale privado y diversidad operativa
El quinto lugar del ranking fue para Bajada del Palo Oeste, operado por Vista Energy, con 52.256 barriles diarios y una participación del 6,20%. Se trata del proyecto shale privado más relevante del país y una señal de que, aunque YPF lidera el proceso, existe espacio para otros jugadores en el desarrollo no convencional.
La formación neuquina viene creciendo a pasos agigantados, mientras que la reconstrucción de Caracas será larga, costosa y todavía presenta mucha incertidumbre. Las fortalezas locales frente al potencial de Caracas.
La líder de la oposición venezolana envió un mensaje sencillo a la industria energética estadounidense el pasado marzo: Vengan a por nuestro petróleo.
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En una videoconferencia con ejecutivos en la CERAWeek en Houston, María Corina Machado prometió que el sector petrolero venezolano, nacionalizado en la década de 1970 y objeto de una mayor expropiación bajo el Gobierno de Hugo Chávez en la década de 2000, se abriría al capital privado.
La producción estaría “totalmente impulsada por el sector privado”, los activos de la petrolera estatal Petróleos de Venezuela (PDVSA) se subastarían y los inversores estarían protegidos por nuevos contratos, así como por el arbitraje internacional y la supervisión del FMI y el Banco Mundial.
La planificación industrial, el ordenamiento territorial y la logística marcaron el año en distintas regiones de Neuquén. Parques industriales, nuevas inversiones y una ley clave muestran un escenario que sigue en expansión.
El balance anual de la industria neuquina dejó avances significativos en planificación, infraestructura y radicación de inversiones, con impacto directo en el desarrollo económico y la generación de empleo en distintas regiones de la provincia. A través del trabajo de la subsecretaría de Industria, se fortaleció la gestión industrial en la Región Confluencia, la Comarca Petrolera, Vaca Muerta y la Región del Pehuén, con una estrategia orientada a la logística, el ordenamiento territorial y la consolidación de empresas.
Uno de los ejes centrales del período fue la implementación progresiva de la Ley 3502 – “Invierta Neuquén”, un marco normativo que promueve un modelo innovador de inversiones con enfoque regional, desarrollo sostenible, incentivos para nuevos proyectos y fortalecimiento de las empresas ya instaladas. La normativa apunta, además, a generar empleo genuino y diversificar la matriz productiva en todo el territorio provincial.
Región Confluencia: parques, logística y recuperación de suelo productivo
En la Región Confluencia se consolidó la gestión integral del Parque Industrial Neuquén (PIN) y del sector Z1, a través del Consorcio de Administración. Durante el año se avanzó en un proceso estratégico de regularización de activos, que permitió recuperar 343.911,72 metros cuadrados en sectores clave como Z1 Norte, la ex base aérea y el área de servicios, superficies que podrán destinarse a nuevos proyectos productivos.
El Parque Industrial cuenta con 940 hectáreas administradas y 330 empresas radicadas. En ese contexto, se concretaron cuatro decretos de adjudicación en venta, con inversiones comprometidas por 1.280 millones de pesos, que implican la creación de 92 nuevos puestos de trabajo.
En infraestructura, se avanzó en la planificación técnica del sector Z1 Sur, con la apertura de sobres para los estudios de base del masterplan. En paralelo, continúan las obras de servicios y regularización dominial en distintos sectores del parque. En Z1 Norte, la obra de electrificación presenta avances relevantes y beneficiará a 35 empresas en 240 hectáreas, generando un ahorro estimado de 200 mil dólares, que será reinvertido en la red de agua.
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También se coordinaron acciones con el EPAS para redes de agua y cloacas en los sectores Gran Industria y Centenario, se aprobó una nueva etapa de iluminación urbana y se implementó un sistema de riego sostenible. En Servicios y Ex Base Aérea, los trabajos se enfocan en la reparación integral de calles, la normalización de la red de agua y el traspaso de titularidad, mientras que en PIN Este se gestiona la ampliación de la red troncal de cloacas.
La estrategia regional prioriza la consolidación del Nodo Logístico Metropolitano, fortaleciendo al sector Z1 como punto clave para el transporte de cargas. A su vez, el proyecto de la Plataforma Logística de Neuquén avanza en el corredor Centenario–Neuquén–Plottier, en articulación con el corredor productivo Neuquén–Añelo–Zapala, dentro del Plan Logístico Provincial.
Comarca Petrolera, Vaca Muerta y Región del Pehuén
En la Región Comarca Petrolera se registraron avances en la radicación de nuevos proyectos industriales y en la regularización administrativa de empresas ya instaladas. Actualmente se evalúan 10 solicitudes de radicación, entre ellas una planta de tubos flexibles con una inversión superior a los 7 millones de dólares y la creación de 50 puestos de trabajo directos. En Plaza Huincul, se avanzó en los estudios técnicos para el desarrollo de 400 hectáreas destinadas a infraestructura industrial.
En Vaca Muerta, se continúa trabajando en el masterplan del Parque Industrial de Añelo, que cuenta con 736 hectáreas totales. Ya se iniciaron los procesos licitatorios y se proyecta una primera etapa sobre 230 hectáreas, además de la tramitación de un agrupamiento industrial y de servicios privados fuera de ejido. En materia de conectividad, se avanza en la planificación del trazado ferroviario hacia Añelo, obra estratégica para el transporte masivo de insumos en el corredor Vaca Muerta–Zapala–Bahía Blanca y Chile.
Pan American Energy (PAE), la segunda petrolera privada de la Argentina, se asoció con el mayor productor no convencional de Estados Unidos para la transferencia del 20% de participación en cuatro bloques en Vaca Muerta en Neuquén y Río Negro. El objetivo es combinar el despliegue territorial de PAE con la experiencia técnica de Continental.
Pan American Energy (PAE) y Continental Resources anunciaron este lunes una asociación estratégica con el fin de dinamizar el desarrollo de cuatro bloques de shale oil en la formación Vaca Muerta. La operación consiste en la adquisición, por parte de la firma estadounidense, del 20% de la participación que PAE posee en las áreas Coirón Amargo Sureste, Bandurria Centro y Aguada Cánepa, en Neuquén, junto con el bloque Loma Guadalosa, en Río Negro.
PAE continuará como socio mayoritario y operador en todos los bloques, pero sumará el know how súper especializado en operaciones no convencionales de Continental Resources, la compañía del multimillonario Harold Hamm, conocido como el «rey del fracking», que en noviembre cerró la compra a Pluspetrol del 90% de su participación en el bloque Los Toldos II Oeste, en Neuquén.
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Durante décadas Continental fue pionera en el desarrollo de recursos no convencionales en Estados Unidos. Con una producción diaria que alcanza los 500.000 barriles de petróleo equivalente por día en 2025 y más de 5.200 pozos operados, su trayectoria se define por la innovación tecnológica, la disciplina operativa y una gestión financiera responsable.
A nivel internacional, Continental aplica el mismo rigor técnico y una visión de desarrollo a largo plazo a nuevas oportunidades, incluyendo Vaca Muerta. El cierre del acuerdo está sujeto a la aprobación de la transferencia de las participaciones por parte de las provincias de Neuquén y Río Negro.
PAE y Continental en alianza estratégica
Marcos Bulgheroni, Group CEO de Pan American Energy, afirmó que “esta relación estratégica con una las principales compañías de petróleo y gas independientes de Estados Unidos busca acelerar el desarrollo de las cuatro áreas en ambas provincias. Como socio no operador, Continental nos aportará su know-how en derisqueo, desarrollo y eficiencia de operaciones con el objetivo de poner en valor los enormes recursos no convencionales que tiene nuestro país”.
«Vaca Muerta es una de las formaciones de shale más atractivas del mundo y estamos entusiasmados de continuar invirtiendo en Argentina y consolidar la posición de Continental a través de este acuerdo con Pan American Energy», dijo Doug Lawler, presidente y director ejecutivo de Continental Resources, en un comunicado de las empresas.
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“PAE es un operador altamente capacitado -agregó Lawler- con una profunda experiencia en la cuenca. Tenemos muchas expectativas en aprender de PAE y de compartir la experiencia de Continental en recursos no convencionales para impulsar el desarrollo de Vaca Muerta».
PAE lleva más de 50 años con presencia en Neuquén y es uno de los mayores productores del desarrollo no convencional. En la cuenca neuquina, la compañía produce 12 millones de m³ diarios de gas y 40.000 barriles de petróleo por día, lo que significa un total cercano a 100.000 barriles de petróleo equivalentes por día (BOED).
En esta provincia PAE opera siete áreas, seis de ellas en etapa de desarrollo, y participa como socio no operador en otras dos. En Río Negro la compañía opera el área Loma Guadalosa, la primera concesión de explotación no convencional otorgada por dicha provincia.
La suba de precios internacionales explicó el salto de las ventas externas en 2025, con exportaciones cercanas a los US$6000 millones y un aporte neto de divisas en máximos; litio y cobre, los negocios que vienen.
En momentos en que el Gobierno de Javier Milei envía señales a los mercados en busca acelerar inversiones y ampliar la oferta de dólares en un país que aún no afianzó su nivel de reservas, la minería vuelve a ocupar un lugar central en la economía. El sector cerró 2025 con un desempeño histórico en materia de exportaciones, apalancado en el fuerte repunte de los precios internacionales del oro y la plata.
Según un informe conjunto de la Cámara Argentina de Empresas Mineras (CAEM) y la Bolsa de Comercio de Rosario (BCR), las ventas externas mineras habrían alcanzado cerca de los US$5900 millones, arrojaron los cálculos de ambas entidades con datos provisorios hasta noviembre, lo que implica un crecimiento cercano al 27% interanual y la mayor participación del sector en el total exportado por la Argentina desde que existen registros.
Con ese resultado, la actividad minera consolidó su posición como uno de los principales generadores netos de divisas de la economía, junto con el agro.
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El informe, sin embargo, advierte que el récord convive con una dinámica a varias velocidades. El oro y la plata explican alrededor del 81% de las exportaciones mineras, impulsadas casi exclusivamente por precios en máximos históricos. Los volúmenes físicos de producción, en cambio, muestran una tendencia contractiva desde 2019, reflejo de la madurez de yacimientos que operan desde la década de 1990 y de la escasa incorporación de nuevas inversiones en los últimos años.
De las ocho operaciones metalíferas activas, al menos la mitad presenta un horizonte de producción inferior a cuatro años, una señal de alerta para un rubro clave en la generación de dólares.
En contraposición, el litio exhibe un comportamiento muy distinto. Aun en un contexto de precios internacionales más bajos, la producción creció con fuerza gracias a inversiones superiores a los US$7000 millones que permitieron poner en marcha siete plantas productivas.
Para 2025, la producción anual podría ubicarse en el rango de 100.000 a 110.000 toneladas de carbonato de litio equivalente, un salto de entre 35% y 45% respecto de 2024. Las exportaciones, sin embargo, apenas superarían los valores de 2023, uno de los años de precios más elevados, lo que refleja el impacto del ciclo bajista internacional.
Más allá de las diferencias por mineral, la minería mantiene un rasgo estructural clave para la economía argentina: junto con la agroindustria, es uno de los dos únicos sectores que aportan divisas netas de manera sistemática.
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Desde 2003, el balance cambiario minero fue superavitario todos los meses, con una relación promedio de nueve dólares exportados por cada dólar importado. En varias provincias —como Catamarca, San Juan, Santa Cruz y Jujuy— la actividad explica más del 80% de las exportaciones totales, lo que refuerza su peso económico y fiscal a nivel regional.
Este desempeño ayuda a explicar por qué la minería concentra cerca del 65% de las aplicaciones al Régimen de Incentivos para Grandes Inversiones (RIGI) y por qué el Gobierno busca avanzar en cambios regulatorios para destrabar proyectos de gran escala.
En ese marco se inscribe la iniciativa oficial para introducir modificaciones en la Ley de Glaciares, con el objetivo de clarificar criterios y habilitar inversiones, en especial vinculadas al cobre, que sumarían unos US$35.000 millones, según cálculos del sector. La discusión, que genera fuertes resistencias ambientales, aparece como una pieza central de la estrategia para ampliar la capacidad exportadora del sector.
Los avances sobre la costa atlántica rionegrina colocan a la provincia en el centro de la nueva estrategia energética nacional, con proyectos de gas natural licuado que apuntan a transformar al país en un actor relevante del mercado global.
Río Negro avanza con fuerza en el desarrollo del gas natural licuado (GNL) y se perfila como uno de los pilares de la estrategia energética nacional para colocar a la Argentina entre los 10 principales exportadores del mundo. Así lo expresó recientemente el gobernador Alberto Weretilneck al enfatizar que los proyectos que se concentran en la costa atlántica marcan un momento histórico para el país.
Las iniciativas vinculadas al GNL están centradas en el aprovechamiento de la producción de gas de Vaca Muerta y su licuefacción frente al Golfo San Matías, donde se proyecta la instalación de unidades industriales capaces de transformar el gas en estado líquido para su transporte marítimo. Esta estrategia sitúa a la provincia en un rol logístico y productivo de enorme relevancia, gracias a su salida directa al Atlántico y condiciones naturales favorables para las operaciones.
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“No son promesas, sino realidades, es un gran orgullo para nosotros”, afirmó Alberto Weretilneck. Además, remarcó ante la prensa que este impulso al GNL no solo contribuirá a expandir las exportaciones de energía, sino que también forma parte de “una estrategia integral de desarrollo, con impacto real en la economía y el empleo”.
Según subrayó, el crecimiento del sector energético se articula con el fortalecimiento de actividades tradicionales como la agricultura y la ganadería. Esto genera un modelo productivo diversificado y sostenible.
En ese marco, destacó los números que reflejan ese proceso: 87.000 hectáreas dedicadas a la agricultura y horticultura bajo riego alcanzando las 24.000 hectáreas de maíz, 27.000 de alfalfa y 7.000 de cebolla como base de un esquema productivo diversificado y con valor agregado. “El camino que estamos recorriendo tiene que ver con sumar más hectáreas bajo riego, producir más, industrializar más y generar más trabajo”, concluyó.
La Corporación Minera del Neuquén (Cormine SEP) avanza en un proceso integral de modernización y fortalecimiento institucional, con el objetivo de consolidar un modelo de gestión transparente, eficiente y alineado con los estándares de la industria minera, tanto a nivel nacional como internacional.
Esta etapa busca reposicionar a la empresa como un actor estratégico del desarrollo productivo de la provincia, en un contexto donde la planificación y la previsibilidad resultan claves para atraer inversiones y generar empleo.
Uno de los ejes centrales de esta etapa fue el ordenamiento de la situación administrativa y financiera de la empresa. Según se informó, este proceso permitió mejorar la previsibilidad de la gestión y sentar bases más sólidas para el impulso de nuevos proyectos mineros, fortaleciendo la capacidad institucional de Cormine para encarar desafíos de mayor escala.
En paralelo, se avanzó en la actualización del mapa minero provincial, una herramienta considerada estratégica para la toma de decisiones. Este instrumento resulta clave para la evaluación del potencial geológico, la identificación de áreas con oportunidades de inversión y la planificación ordenada del desarrollo minero en Neuquén.
Proyectos, licitaciones y presencia estratégica
En el plano operativo, la empresa registró avances concretos en el Proyecto Andacollo, donde se elaboraron los pliegos de bases y condiciones para su futura licitación pública nacional e internacional. Este paso marca un hito dentro de la agenda minera, al establecer reglas claras para la participación de inversores y operadores interesados en el desarrollo del proyecto.
De manera complementaria, Cormine profundizó su presencia en ámbitos estratégicos de promoción minera, tanto a nivel nacional como internacional. En ese marco, se fortalecieron vínculos con provincias productoras, empresas del sector y la secretaría de Minería de la Nación, apuntando a posicionar a Neuquén dentro del mapa minero argentino y regional.
De cara al futuro, la empresa definió una hoja de ruta clara que incluye transformaciones estructurales orientadas a mejorar su funcionamiento y competitividad. Entre los principales objetivos se destacan la transformación societaria de SEP a Sociedad Anónima, la presentación del Código de Procedimiento Minero local y la elaboración de un Régimen de Regalías Mineras.
A su vez, se proyecta el impulso de esquemas de participación público-privada, con foco en la eficiencia, la sostenibilidad y la generación de valor, buscando articular la presencia del Estado con la inversión privada bajo reglas claras y previsibles.
Diversificación y nuevos recursos estratégicos
En el plano productivo, Cormine proyecta la activación de concesiones mineras estratégicas y el desarrollo de estudios orientados a nuevos recursos, como geotermia, litio, uranio y tierras raras. Esta mirada integral apunta a diversificar y modernizar la matriz minera provincial, reduciendo la dependencia de un solo tipo de recurso y ampliando las oportunidades de desarrollo.
En 2025, Parque Arauco reafirmó su liderazgo como el principal polo de energías renovables del norte argentino, tras concretar importantes ampliaciones, alcanzar niveles históricos de eficiencia y profundizar su impacto social y educativo en La Rioja. El complejo cerró el año con cerca de 250 MW de potencia instalada, un avance decisivo para el sistema eléctrico nacional y la transición energética del país.
El mayor logro fue la finalización del Parque Eólico Arauco III, que incorporó 28 aerogeneradores de última generación, aumentando sustancialmente la capacidad del parque. Esta obra implicó una inversión superior a los US$145 millones y generó más de 400 empleos directos e indirectos, posicionándose como uno de los proyectos eólicos más importantes de Argentina en escala, tecnología y rendimiento.
La habilitación comercial del parque comenzó hacia finales de 2025, con la inyección efectiva de energía al Sistema Argentino de Interconexión. Durante el período de prueba, los indicadores de rendimiento ubicaron al complejo riojano entre los más eficientes del país. Según datos oficiales, Parque Arauco fue reconocido por CAMMESA dentro de los primeros puestos nacionales en eficiencia y se destacó como el parque eólico más eficiente de Argentina durante tres meses consecutivos, evaluándose 67 proyectos en total.
Este desempeño se reflejó en la producción, que creció un 42,6 % interanual, alcanzando un récord histórico de 4.648 MWh en un solo día. Esta marca inédita para el norte argentino representa una contribución significativa al suministro de energía limpia en el país.
Simultáneamente, Parque Arauco avanzó en el desarrollo del Parque Solar Arauco I, que permitirá integrar por primera vez generación solar al complejo y conformar el parque híbrido solar-eólico más grande de Sudamérica. Durante 2025 se realizaron obras clave como nivelación del terreno, apertura de caminos internos, ampliación de la estación transformadora Arauco I y recepción de los primeros componentes del sistema solar.
El parque solar contará con tecnología de Huawei, seleccionada mediante un proceso internacional, y prevé iniciar operaciones entre marzo y abril de 2026. Esta incorporación diversificará la matriz energética, mejorará la estabilidad del suministro y optimizará el uso de la infraestructura eléctrica existente.
Para acompañar esta expansión, la empresa implementó un sistema de monitoreo tecnológico integral único en la región, que combina cámaras autónomas 4K, drones, control remoto de obra y gestión documental bajo estándares BIM. Esta herramienta permitió optimizar recursos, asegurar trazabilidad y documentar cada etapa con altos niveles de precisión y transparencia.
El crecimiento productivo se complementó con un fuerte compromiso social y educativo. A través del Centro Ambiental Interactivo Winti, Parque Arauco amplió su alcance territorial y consolidó su rol educativo en energías renovables. En 2025, el Wintimóvil visitó 94 localidades y 114 escuelas en ocho departamentos de La Rioja, llegando a 1.114 estudiantes con contenidos didácticos sobre energía limpia, cambio climático y desarrollo sostenible.
Además, se presentó el Tomo II de la Wintipedia, dedicado a la energía eólica, que comenzó a utilizarse como material pedagógico en el sistema educativo provincial. Esta iniciativa busca facilitar el acceso a contenidos técnicos y fortalecer la formación de las nuevas generaciones en temas de transición energética.
En el marco productivo del complejo, la empresa Kallpa profundizó su modelo de minería sostenible en el Valle del Bermejo, reforzando la vinculación con las comunidades locales mediante programas de educación técnica, participación ciudadana y fortalecimiento institucional bajo principios de transparencia e innovación.
El balance de 2025 evidencia el papel estratégico de Parque Arauco en el mapa energético nacional. Con récords de generación, obras de gran escala, alianzas tecnológicas internacionales y un enfoque integral que combina producción, innovación y compromiso social, el complejo se consolidó como un referente en energías renovables en Argentina.
Este desarrollo refuerza también la posición de La Rioja como un territorio clave en la transición energética, capaz de atraer inversiones, desarrollar tecnología, generar empleo y aportar energía limpia al sistema eléctrico. De cara a los próximos años, la puesta en marcha del parque solar híbrido y la continuidad de los programas educativos anticipan una etapa de crecimiento sostenido para el principal polo renovable del norte argentino.
Las principales compañías petroleras de Estados Unidos y China reaccionan en contraste a la captura de Nicolás Maduro en Venezuela por parte de la administración de Donald Trump.
En el comienzo de las operaciones durante la primera semana de enero, las firmas estadounidenses del sector petrolero cotizan en alza en Wall Street respondiendo con optimismo al nuevo escenario que enfrenta la industria petrolera global.
De esta manera, las subas son encabezadas por Chevron (+7,6%) o ConocoPhillips (+7,2%), ExxonMobil (+4,10%), y por empresas de servicios petroleros como Schlumberger (+9,3%) o Halliburton (+8,9%), además de empresas de refinerías y transporte como Valero Energy (+5,8%) y Marathon Petroleum (+5,3%)
La contracara es representada por las acciones petroleras chinas, que sufrieron caídas este lunes a partir del temor de inversores por posibles limitaciones al acceso del gigante asiático al petróleo venezolano tras la destitución del presidente Nicolás Maduro.
Los papeles de las principales firmas petroleras chinas disminuyeron considerablemente en la bolsa de valores de Hong Kong. PetroChina descendió cerca de un 5% mientras que Cnooc cayó en torno a un 4%.
El crudo venezolano representa entre el 5% y el 8% del total de importaciones de petróleo de China, que es valorado por sus refinerías, ya que están especialmente diseñadas para procesar el crudo más pesado y espeso que produce Venezuela.
El cambio político en Venezuela y la injerencia de Estados Unidos amenazan con interrumpir esta relación de suministro, afectando directamente a los fabricantes de combustible chinos al desvalorizarse las instalaciones capaces de manejar este tipo específico de petróleo crudo.
El gobernador del Chubut, Ignacio “Nacho” Torres, supervisó recientemente las distintas obras que lleva adelante la Provincia, en el marco de un acuerdo mediante el cual la Cooperativa Eléctrica de Rawson compensa una deuda que mantiene con la Provincia por un total superior a los 2.700 millones de pesos, a través de la ejecución de obras y la provisión de equipamiento estratégico para los servicios de agua, cloacas y energía eléctrica en todo el territorio chubutense.
En tal sentido, el mandatario estuvo presente durante la descarga de 64 transformadores eléctricos, que forman parte del plan de obras y equipamiento y que representan una inversión aproximada de 650 millones de pesos, destinada al fortalecimiento del sistema energético en la Comarca Andina y el interior chubutense, con el objetivo de mejorar la prestación del servicio eléctrico y reforzar redes existentes. Los mismos serán instalados en los próximos días, con la supervisión en terreno del propio Gobernador, quien destacó la importancia de dar respuesta así a un “reclamo de larga data por parte de los vecinos” de la región cordillerana.
La instalación de los transformadores se suma a dos obras estratégicas de energía que la gestión ya viene llevando adelante: la construcción de una línea aérea de media tensión de 13,2 kV en la localidad de Los Altares, cuya finalización está prevista también para el mes de enero; y la puesta en funcionamiento de la línea de media tensión de la Estación Transformadora Coihue: una respuesta certera ante el histórico padecimiento de vecinos de ambas regiones, quienes en adelante contarán con un sistema eléctrico estable y eficiente, acompañando el desarrollo productivo y social de la región.
Fortalecimiento energético
Al respecto, Torres remarcó que “desde 2018 que la Provincia no incorporaba una cantidad de transformadores de esta magnitud” y destacó que “se trata de equipamiento esencial para el mantenimiento del sistema eléctrico y la mejora de la calidad del servicio, lo cual va a permitir reducir fallas, cortes de suministro y fortalecer la capacidad de respuesta ante los picos de consumo”.
La iniciativa “es parte de una serie de obras fundamentales que iniciamos en Rawson, como la nueva subestación transformadora para el Hospital ‘Santa Teresita’, el recambio de luminarias por tecnología LED en la Doble Trocha Rawson–Playa Unión y la incorporación de equipamiento clave para los sistemas de agua y saneamiento”, y destacó también la “reciente inauguración de la obra de ampliación de la Estación Transformadora Cohiue”, que ahora será completada con la puesta en funcionamiento de la Línea de Media Tensión Coihue – Epuyén.
Además, con la descarga y posterior instalación de los transformadores, “vamos a seguir consolidando una política de inversión en infraestructura energética, fortaleciendo los servicios públicos y acompañando el desarrollo de todas las comunidades del interior”, concluyó Torres.
La Dirección General de Servicios Públicos será la encargada de programar y ejecutar las obras de instalación de los transformadores, las cuales comenzarán a partir de la primera semana de enero, de acuerdo a un cronograma que priorizará las zonas con mayores necesidades operativas y de servicio.
REPARACIÓN HISTÓRICA PARA LA CORDILLERA: OBRAS ELÉCTRICAS QUE EMPIEZAN A SALDAR UNA DEUDA DE AÑOS
Después de más de siete años sin incorporar equipamiento energético de esta magnitud, avanzamos con una inversión histórica para fortalecer el sistema eléctrico de la Cordillera. La… pic.twitter.com/K39wEhT6IL
Energía para el desarrollo productivo en Los Altares
En paralelo, el Gobierno de la Provincia del Chubut, a través de la Secretaría de Infraestructura, Energía y Planificación, avanza en una obra estratégica de infraestructura eléctrica en la localidad de Los Altares, que permitirá consolidar el crecimiento económico y productivo de la zona. Se trata de la construcción de una línea aérea de media tensión de 13,2 kV, cuya finalización está prevista también para el mes de enero.
La obra comprende aproximadamente cuatro kilómetros de tendido eléctrico, ejecutados íntegramente con recursos humanos y técnicos propios del Estado provincial, lo que representa una optimización de los recursos públicos y una clara decisión política de fortalecer la infraestructura básica como motor del desarrollo territorial.
Esta nueva línea permitirá abastecer de energía eléctrica a emprendimientos productivos rurales, en particular viñedos que hasta el momento no contaban con suministro eléctrico, generando un impacto directo en la mejora de la productividad, la incorporación de tecnología, el riego, la mecanización y el agregado de valor a la producción local.
Con estas acciones, el Gobierno Provincial reafirma una política de inversión sostenida en infraestructura energética, orientada a fortalecer los servicios públicos, acompañar el desarrollo productivo y mejorar la calidad de vida de las comunidades de la Comarca y del interior provincial.
Línea Compacta de Media Tensión
Respecto de la nueva línea de media tensión en 33 kV, que vincula la Estación Transformadora El Coihue con las cercanías de Epuyén, desde la Secretaría de Energía, Planificación e Infraestructura, que conduce Hernán Tórtola, descartaron que la misma corresponde a la segunda etapa de una obra integral cuya primera etapa ya fue inaugurada y se encuentra actualmente en funcionamiento, fortaleciendo de manera progresiva el sistema eléctrico de la región.
Esta segunda etapa presenta un avance del 98%, restando únicamente tareas menores de terminación para su culminación y posterior puesta en servicio.
La obra se desarrolla a lo largo de 15 kilómetros, trazados íntegramente sobre las márgenes de la Ruta Provincial N.º 70 y, en su tramo final, a la vera de la Ruta Nacional N.º 40. Esta localización estratégica constituye un logro significativo, ya que permite optimizar al 100% las tareas de mantenimiento, facilitando el acceso y mejorando sustancialmente la capacidad de prevención de fallas.
A su vez, la línea fue ejecutada con conductores protegidos y una disposición compacta, lo que permite reducir en más de un 50% las horas de mantenimiento asociadas a tareas de poda, incrementando la eficiencia operativa y disminuyendo los tiempos de intervención.
Estas características se traducen en una mayor confiabilidad y estabilidad del servicio eléctrico, aspectos clave para la calidad del suministro en la zona.
La nueva infraestructura reemplaza una línea convencional existente, que atraviesa áreas con densos bosques de coníferas y terrenos no fiscales sin accesos adecuados, lo que históricamente ha dificultado y ralentizado de manera significativa las tareas de mantenimiento. A ello se suma que dicha línea fue construida hace más de 25 años, por lo que gran parte de sus componentes han alcanzado el final de su vida útil.
En términos de capacidad, la nueva línea permitirá incrementar en un 50% la capacidad de transporte de energía, habilitando mejores condiciones para el crecimiento y desarrollo de la región que abastece.
Se prevé que la entrada en servicio de esta segunda etapa se concrete durante el mes de enero de 2026, completando una obra estratégica para el fortalecimiento del sistema eléctrico cordillerano.
Río Negro avanza en un rol estratégico para el desarrollo energético del país, con proyectos concretos que la convierten en un actor central para que Argentina se posicione entre los 10 países exportadores de GNL del mundo. Un esquema que combina energía, agricultura y ganadería como motores de crecimiento y empleo. “No son promesas, sino realidades, es un gran orgullo para nosotros”, afirmó el gobernador Alberto Weretilneck.
En diálogo con la prensa, el gobernador remarcó que Río Negro es parte central de un proceso histórico para el país, al concentrar proyectos que permiten dar el salto exportador. “Hoy la Argentina tiene la posibilidad de estar entre los 10 países exportadores de GNL del mundo, y que eso se haga en Río Negro no es un dato menor”, señaló.
En ese sentido, subrayó que el aporte de la Provincia va más allá del desarrollo energético puntual. “Esto no es solo energía. Es una estrategia integral de desarrollo, con un rumbo claro y con impacto real en la economía y el empleo”, afirmó.
Weretilneck explicó que ese crecimiento energético se articula con la expansión del sector productivo tradicional. “Si a la energía le sumamos la industrialización de la agricultura y de la ganadería como creadoras de empleo, de riqueza y de actividad económica, el modelo se fortalece”, sostuvo.
En ese marco, destacó los números que reflejan ese proceso: 87.000 hectáreas dedicadas a la agricultura y horticultura bajo riego alcanzando las 24.000 hectáreas de maíz y 27.000 de alfalfa y 7.000 de cebolla como base de un esquema productivo diversificado y con valor agregado. “El camino que estamos recorriendo tiene que ver con sumar más hectáreas bajo riego, producir más, industrializar más y generar más trabajo”, concluyó.
Durante 2025, el Ente Provincial de Energía del Neuquén (EPEN) profundizó su rol social y territorial, llevando energía a diferentes puntos de la provincia de difícil acceso y desarrollando políticas públicas que mejoran de manera concreta la calidad de vida de miles de neuquinas y neuquinos.
Uno de los principales hitos del año fue el avance sostenido del Plan Provincial de Alumbrado Público Eficiente, una de las políticas de eficiencia energética más importantes del EPEN. Actualmente, el organismo lleva 22.652 luminarias LED instaladas, lo que permitió una reducción anual de 8.300 MWh de energía y la disminución de 3.700 toneladas de dióxido de carbono (COâ‚‚). Este impacto ambiental equivale a la absorción de carbono de más de 164.000 árboles maduros durante un año y, en términos concretos, a retirar de circulación 3.700 automóviles durante un año completo.
El recambio a tecnología LED mejoró notablemente la calidad del alumbrado público, con una luz blanca más eficiente, mayor seguridad vial y peatonal, y una reducción significativa del consumo energético y de los costos para los municipios, que en algunos casos alcanza ahorros hasta el 30%. Además, todos los proyectos nuevos ya incorporan tecnología LED desde su diseño.
Este trabajo posicionó al EPEN como referente regional en eficiencia energética, reconocimiento que se consolidó en 2025 con la Certificación de Eficiencia Energética otorgada por la Comisión de Integración Energética Regional (CIER), un organismo internacional que nuclea a empresas y entidades del sector energético de América Latina y el Caribe. La distinción pone en valor la modernización del alumbrado público neuquino, la incorporación de tecnologías eficientes y la reducción sostenida del consumo energético, destacando al EPEN como ejemplo de gestión pública sostenible.
En zonas rurales y alejadas, el EPEN sostuvo y amplió el acceso a la energía mediante sistemas solares fotovoltaicos, acompañando a más de 2.100 familias e instituciones que no cuentan con conexión a la red eléctrica. Estas acciones garantizan electricidad para escuelas, puestos sanitarios, viviendas rurales y actividades productivas, fortaleciendo la presencia del Estado en el territorio.
Estas políticas se complementaron con obras de electrificación rural, ampliaciones del sistema eléctrico urbano y mejoras en infraestructura, reafirmando una línea de trabajo clara: garantizar el derecho a la energía, promover la eficiencia energética y avanzar hacia una transición energética con impacto real, social y territorial en toda la provincia del Neuquén.
Donald Trump dejó en claro su intención de aprovechar las vastas reservas petroleras de Venezuela tras la operación militar que terminó con la detención del presidente Nicolás Maduro. El exmandatario afirmó que Estados Unidos “administrará” el país hasta que se concrete una transición “segura”.
El plan de Trump incluye atraer inversiones millonarias de empresas petroleras estadounidenses para revitalizar la industria petrolera de Venezuela, que posee las mayores reservas probadas de crudo en el mundo, con aproximadamente 303.000 millones de barriles. Sin embargo, la producción actual es mínima en comparación con este potencial.
Trump aseguró que las compañías estadounidenses repararán la “muy dañada” infraestructura petrolera venezolana y comenzarán a generar ingresos para el país. No obstante, especialistas señalan que los costos serán altísimos y que podrían pasar hasta diez años antes de que la producción aumente de manera significativa.
La producción de petróleo en Venezuela cayó drásticamente desde principios de los 2000, cuando el gobierno de Hugo Chávez y luego el de Maduro intensificaron su control sobre la empresa estatal PDVSA, lo que generó la salida masiva de personal calificado. Actualmente, la producción ronda los 860.000 barriles diarios, menos de un tercio de lo que era hace una década y menos del 1% del consumo mundial.
El petróleo venezolano es principalmente “pesado, agrio”, lo que dificulta su refinación, aunque es útil para la fabricación de diésel y asfalto. En contraste, Estados Unidos produce mayormente petróleo “ligero, dulce”, ideal para gasolina.
Antes de la captura de Maduro, EE.UU. incautó dos buques petroleros frente a las costas venezolanas y estableció un bloqueo a la entrada y salida de buques cisterna sancionados. Las sanciones, vigentes desde 2015, han limitado las inversiones y el acceso a repuestos esenciales para la industria.
Homayoun Falakshahi, analista de materias primas, considera que los principales obstáculos para explotar las reservas venezolanas son legales y políticos. En diálogo con BBC, señaló que “quienes esperan perforar en Venezuela tendrán que llegar a un acuerdo con el gobierno, lo que no será posible hasta que haya un sucesor de Maduro en funciones”. Además, advirtió que las inversiones dependerán de la estabilidad que ofrezca el futuro gobierno.
Las compañías petroleras deberán firmar contratos con la nueva administración antes de iniciar la inversión en infraestructura. Los expertos estiman que se necesitarán decenas de miles de millones de dólares y posiblemente una década para recuperar los niveles anteriores de producción.
Neil Shearing, analista de Capital Economics, opinó que el plan de Trump tendrá un impacto limitado en el mercado global y en el precio del crudo, ya que “hay una enorme cantidad de obstáculos que librar y el plazo de tiempo de lo que va a suceder es muy largo”. Agregó que “los proyectos no tendrían rendimiento por muchos, muchos años” y que la producción venezolana, incluso en su mejor momento, seguiría por debajo de los principales productores mundiales.
Shearing también destacó la alta producción de los países de la OPEP+, señalando que “el mundo actualmente no está sufriendo de una escasez de petróleo”.
John Browne, exdirector ejecutivo de BP, calificó la recuperación petrolera venezolana como un “proyecto a muy largo plazo”. Subrayó que “la gente subestima el tiempo que se demora hacer las cosas. Alinear todos los recursos, particularmente el material y el personal, toma muchísimo tiempo”. Incluso advirtió que podría haber una reducción temporal en la producción durante la reorganización.
Chevron es la única petrolera estadounidense activa en Venezuela, con una licencia otorgada en 2022 bajo la administración Biden. Actualmente, representa alrededor del 20% de la extracción petrolera en el país y asegura cumplir “con todas las leyes y regulaciones relevantes” mientras prioriza la seguridad de sus empleados.
Otras grandes compañías han guardado silencio público sobre sus planes, aunque Falakshahi cree que los directivos debatirán internamente la posibilidad de aprovechar la oportunidad. Para él, “el apetito de ir a alguna parte está vinculado a dos factores principales, la situación política y los recursos sobre el terreno”.
A pesar de la inestabilidad política, el analista concluyó que “la ganancia potencial podría considerarse demasiado grande de eludir”. Browne agregó que las empresas querrán involucrarse porque “tener opciones de negocio en diferentes partes del mundo es algo bueno” y que “como oportunidad de negocio, si estás dirigiendo una compañía… vas a querer involucrarte muy rápidamente”.
El mercado respondió con fuerza: la licitación de nueva generación renovable con almacenamiento que lanzó República Dominicana superó todas las expectativas, ya que 32 proyectos solares y eólicos se anotaron en la convocatoria EDES-LP-NGR-01-2025, con una potencia total que ronda los 2960 MWp, casi cinco veces más que el cupo disponible.
El proceso, coordinado por las Empresas Distribuidoras de Electricidad (EDES), ofrece 600 MW adjudicables a través de contratos de suministro y se perfila como el más competitivo del país en materia energética.
Según las bases de la licitación, el cronograma arrancó el 14 de agosto de 2025 y concluirá el 27 de mayo de 2026, cuando se firmen los contratos definitivos.
En la apertura del registro, desarrolladores locales e internacionales presentaron un aluvión de propuestas, muchas de ellas con experiencia previa en la región y todas alineadas a las nuevas reglas del juego: integrar sistemas de almacenamiento que aporten estabilidad al sistema eléctrico.
El cronograma marca fechas claves para el sector, dado que la apertura de las ofertas técnicas se realizará el 20 de febrero de 2026, mientras que las ofertas económicas semifinalistas se conocerán el 7 de abril. En tanto que la adjudicación se definirá entre el 27 de abril y el 5 de mayo, con cierre final previsto para el 27 de ese mes.
Pero más allá del calendario, lo que sorprendió fue el volumen y la diversidad de propuestas. La Región Este concentra la mayor potencia ofertada, con 1165,7 MWp, a través de proyectos como Helios Solar Park, Mella Solar Project 1, Redsolar Energy Green, Las Parras Energy y dos parques de Washington Capital, entre otros.
Le sigue la Región Norte, con 1038,2 MWp, donde se destacan las cuatro fases del proyecto Guayubín Solar, Ardavín Solar, Taino I y el único parque eólico del proceso: Esperanza. En la Región Sur se postularon iniciativas como Caribe Farms Solar, Girasol Fase II y Matafongo, que suman 476,1 MWp. Por último, la Zona Norte incorpora 281,2 MWp adicionales con Dicayagua Solar Park y Dominicana Azul.
Región
Nombre del Proyecto / Empresa (SPV)
Potencia Pico (MWp)
Potencia Nominal (MWn)
ESTE
Helios Solar Park
111.2
92.4
Instalación Fotovoltaica Mella Solar Project 1
143.9
99
Instalación Fotovoltaica Redsolar Energy Green
99
79.6
Instalación Fotovoltaica Santa Clara Energy Group
84
67.7
Las Parras Energy
317.9
248.4
Parque Fotovoltaico Jambolán Solar
20.7
18.4
Parque Solar ECO SUR
25.3
20.1
Parque Solar Esperanza II
60
48.3
Parque Solar Fotovoltaico El Guincho
75
65
PSF Hatored Energy Green
85.4
66.8
Washington Capital Solar Park 4
71.7
48.1
Washington Capital Solar Park 5
71.7
48.1
NORTE
Ardavín Solar
101.6
83.4
Guayubín Solar I
71.5
44.7
Guayubín Solar II
71.5
44.7
Guayubín Solar III
100
61.9
Guayubín Solar IV
71.5
44.7
Parque Eólico Esperanza
60
48.3
Parque Fotovoltaico Botoncillo
55.9
44.2
Parque Fotovoltaico Taino I
101
84.7
Parque Solar Dominicana Azul II
124.2
96.8
Pimentel Energy
151.9
119.6
Planta Solar Fotovoltaica Payita 2
60
50
Planta Solar Fotovoltaica Solsur
69
50
SUR
Montecritsti Solar Fase II
115.9
105.6
Parque Fotovoltaico Caribe Farms Solar I
110.1
95
Parque Solar Fotovoltaico Peravia II
70
70
Parque Solar Girasol Fase II
60
48.3
Parque Solar Matafongo
50
50
Parque Solar Tornasol
70
48.3
ZONA NORTE
Dicayagua Solar Park
180
145
Parque Solar Dominicana Azul
101.2
82.9
TOTAL
(Capacidad acumulada de todos los proyectos)
2961.10
2319.80
La licitación no solo atrajo volumen, sino también nuevas condiciones técnicas. Por primera vez, República Dominicana exige un marco regulatorio específico para almacenamiento, que todos los proyectos deben cumplir. Este documento establece curvas de inyección, requisitos de respuesta ante contingencias, integración a sistemas SCADA y validaciones técnicas por parte de los fabricantes.
Desde el sector técnico, se valoró positivamente la inclusión de almacenamiento como elemento obligatorio introduce un nuevo estándar para la región, al tiempo que sugirieron que los 600 MW licitados podrían ampliarse en futuras rondas, dada la alta participación registrada.
Aunque el proceso solo adjudicará una fracción del total ofrecido, la alta participación encendió el debate: algunos actores del sector ya recomiendan ampliar el cupo o lanzar una segunda ronda en los próximos meses. La planificación de expansión del sistema eléctrico y la presión por sustituir la generación fósil fortalecen ese argumento.
En paralelo al procedimiento licitatorio, el Gobierno publicó una modificación técnica clave para los sistemas de almacenamiento, estableciendo nuevos lineamientos obligatorios que los proyectos deberán cumplir. El documento redefine aspectos como la capacidad mínima instalada, la integración operativa al sistema, los tiempos de respuesta ante eventos críticos y la forma en que deben reportarse los datos de desempeño. Esta actualización eleva el estándar técnico exigido y busca garantizar que el almacenamiento no solo actúe como respaldo, sino como un recurso activo que aporte estabilidad, previsibilidad y calidad de servicio al sistema eléctrico.
España consolidó durante 2025 su avance en energías limpias con la instalación de 8852,7 MW de nueva capacidad renovable, distribuidos entre 7896,3 MW solares y 956,4 MW eólicos, según datos oficiales de Red Eléctrica.
El crecimiento reafirma la tendencia del país como uno de los mercados más activos de Europa en generación limpia, aunque las tensiones en la red eléctrica comienzan a poner freno a nuevas incorporaciones.
Con estas incorporaciones, la potencia solar fotovoltaica total alcanzó los 48130,6 MW, mientras que la eólica cerró el año con 33150,3 MW.
El despliegue solar se concentró en cinco comunidades autónomas que, en conjunto, acumulan el 80% de la capacidad instalada:Andalucía lidera con 11350,7 MW (23,5%), seguida por Castilla-La Mancha con 9.160,2 MW (19%), Extremadura con 8732,1 MW (18,1%), Castilla y León con 5277,1 MW (10,9%) y Aragón con 3920,8 MW (8,15%).
En términos de crecimiento durante el año, Castilla y León fue la que más potencia solar sumó, con 2031,7 MW adicionales, seguida por Andalucía (+1961,2 MW) y Castilla-La Mancha (+1253,4 MW). También sobresalieron Aragón (+636,4 MW), Extremadura (+582,2 MW) y Murcia (+270 MW).
En el caso de la energía eólica, la concentración también es elevada. Castilla y León encabeza con 7708,1 MW (23,2%), seguida de Aragón con 5973,7 MW (18%), Castilla-La Mancha con 4978 MW (15%) y Galicia con 4028,7 MW (12,1%). Cabe recordar que el sector mantiene como objetivo alcanzar 76 GW solares hacia 2030, incluyendo 19 GW por autoconsumo, y 62 GW eólicos.
Más allá del volumen récord alcanzado, la capacidad de la red eléctrica para absorber nuevos proyectos es el principal reto para 2026. Según datos oficiales, durante 2025 se solicitaron 40 GW de acceso y conexión a la red, pero solo 4,5 GW obtuvieron el permiso, mientras que 25 GW fueron rechazados por falta de capacidad y otros 8,5 GW aún están en tramitación.
Estos números reflejan un nivel de saturación sin precedentes. La publicación de los nuevos mapas de capacidad por parte de Red Eléctrica evidenció que el 83,4% de los nudos de la red están saturados, lo que limita tanto la conexión de generación renovable como la de grandes consumidores industriales. Este cuello de botella genera preocupación entre los inversores y promotores del sector, que reclaman soluciones urgentes. Entre las medidas que propone el ecosistema renovable se destacan nuevos mecanismos de capacidad, la modernización de la infraestructura existente y una planificación más anticipada de ampliaciones de red.
Por su parte, el sector eólico en España reclama reglas claras, mayor seguridad jurídica y un entorno fiscal más competitivo para poder sostener su expansión. En Galicia, uno de los territorios clave para la generación eólica, más de 90 parques —que suman unos 2500 MW— se encuentran judicializados, lo que ha provocado paralizaciones prolongadas y un clima de incertidumbre para promotores e inversores. Varios de estos casos ya han escalado hasta el Tribunal de Justicia de la Unión Europea, lo que refleja la complejidad legal y administrativa que enfrenta el desarrollo eólico terrestre.
A su vez, el sector también pone la mirada en la eólica marina como vector estratégico de crecimiento e industrialización, pero advierte que la falta de planificación concreta, altos costes y desafíos logísticos siguen siendo obstáculos para su despegue, por lo que demanda señales políticas claras y estabilidad normativa para activar su potencial a gran escala.
A pesar de las dificultades, el sector se mantiene dinámico. Según datos recopilados por Energía Estratégica, más de 5 GW solares ingresaron en tramitación ambiental en los primeros ocho meses del 2025, con Castilla-La Mancha como la comunidad más elegida, acumulando 1924 MW presentados. Entre los promotores, destacaron Zelestra, que lidera el ranking con el megaproyecto REINA, de 887 MW, Naturgy, Ignis, Iberdrola, entre otras. A esto se suman más de 33 GW en proyectos de pequeña escala ingresados ante administraciones autonómicas durante los últimos 12 meses.
Frente a la saturación de la red, el almacenamiento energético aparece como solución clave para aliviar la carga y mejorar la integración renovable. En esa línea, el Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE) adjudicó 10 GWh de capacidad de almacenamiento, distribuidos en proyectos de comunidades como Andalucía, Castilla y León y Cataluña.
El año 2026 se presenta con un panorama dual para las renovables en España. Por un lado, existe una robusta cartera de proyectos en tramitación y un sector con metas claras a 2030. Por otro, las restricciones de red, el lento avance en permisos y la falta de señales regulatorias claras amenazan con frenar el ritmo de crecimiento alcanzado en 2025. El desafío ya no está solo en instalar más megavatios, sino en asegurar que puedan conectarse y operar dentro de un sistema que requiere adaptación urgente.
En este contexto, Future Energy Summit (FES) Iberia – Renewables & Storage 2026, reunirá a los principales actores del ecosistema energético el próximo 12 de febrero en Madrid, en una jornada clave para debatir el futuro del almacenamiento, la integración renovable y los desafíos de infraestructura.
El encuentro contará con una agenda de alto nivel y la participación confirmada de un representante del Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE), Manuel Larrasa Rodríguez, secretario general de Energía y Minas de la Junta de Andalucía; Rocío Sicre, directora general de EDP España; así como representantes de Wattkraft, Tera Batteries, Templus, y Zelestra, que dirá presente a través de Enrique de Ramón, su Global Head of Business Origination & BESS.
Los cambios políticos que se avecinan en Venezuela luego de la operación militar estadounidense que removió a Nicolás Maduro del poder prometen alterar el mapa del comercio del petróleo en el continente americano. Para las petroleras en Vaca Muerta, la atención estará puesta en la atracción de capital norteamericano en Venezuela y en los plazos de ingreso de nueva producción venezolana.
Por fuera de la Argentina, Guyana se perfila como el país inmediatamente más beneficiado por la intervención estadounidense, al diluir el riesgo de un conflicto militar con Venezuela por la disputa territorial entre los dos países en torno al Esequibo. En cambio, las productoras en Canadá verían esfumada la posibilidad de exportar más crudo pesado a las refinerías estadounidenses en el Golfo de México.
Crudo Medanito y crudo Merey no compiten en EE.UU.
La producción venezolana no compite particularmente con el crudo argentino por el acceso al mercado estadounidense. Las refinerías sobre el Golfo de México operan principalmente con crudos pesados, mientras que los volúmenes argentinos de crudo Medanito exportados a los EE.UU. tienen como destino principal la costa oeste del país.
El Senior Business Development Manager de Argus, Nazareno Ferrero, consideró que el impacto sobre Vaca Muerta de un eventual incremento de producción en Venezuela sería marginal.
«Vaca Muerta produce crudo liviano con contenido medio de azufre, muy distinto al Merey venezolano, que es pesado y con alto contenido de azufre», dijo Ferrero ante una consulta de EconoJournal.
En materia de precios, una mayor oferta venezolana competiría con otros crudos sudamericanos pesados. «Si se observa algún movimiento en los precios, será en forma de descuentos para los crudos pesados, como los ecuatorianos Napo y Oriente, los colombianos Vasconia y Castilla, y el brasileño Peregrin, frente a los grados medios y livianos, como WTI, Brent o Medanito«, apuntó el representante de Argus.
Potencial competencia con Vaca Muerta por las inversiones
En todo caso, el principal riesgo para Vaca Muerta podría ocurrir por el lado de un renovado interés inversor estadounidense en Venezuela que vaya en detrimento de la inversión en la Argentina, aunque las inversiones necesarias para maximizar la producción venezolana serían muy elevadas en un contexto de precios con tendencia a la baja.
Venezuela supo alcanzar picos de producción de 3,5 millones de barriles diarios Pero la producción actual quedó reducida a un tercio o menos del máximo histórico.
La consultora Rystad Energy evaluó que las inversiones necesarias para volver a producir 3 millones de bpd hacia el 2040 ascienden a US$ 183.000 millones, de los cuales 102.000 millones serían para upstream y 81.000 millones en infraestructura.
Chevron es la única petrolera norteamericana que sigue produciendo en Venezuela. El CEO de la empresa, Mike Wirth, marcó en noviembre un interés latente de aumentar las inversiones. «Los vaivenes que se observan en lugares como Venezuela son desafiantes, pero nosotros jugamos a largo plazo«, dijo Wirth. En cambio, el CEO de ExxonMobil, Darren Woods, en noviembre se mostró más cauteloso sobre la idea de regresar al país. «Venezuela nos ha expropiado dos veces», declaró Woods.
ConocoPhillips y ExxonMobil cesaron sus operaciones en Venezuela y tienen sentencias favorables contra el Estado por la «nacionalización» de proyectos petroleros bajo el chavismo. El monto conjunto de los reclamos a favor de estas compañías asciende a unos US$ 10.000 millones.
La administración del presidente Donald Trump informó este lunes que mantuvieron conversaciones sobre Venezuela con múltiples petroleras. «Todas nuestras compañías petroleras estan listas y deseosas de de realizar grandes inversiones en Venezuela que reconstruirán su infraestructura petrolera«, dijo una vocera de la Casa Blanca. Sin embargo, hasta el momento ninguna petrolera estadounidense se pronunció tras el llamado de Trump a invertir en el país sudamericano.
Producción y exportaciones de Venezuela
Kpler, una firma de seguimiento comercial, indica que la producción promedió unos 900.000 bpd durante el 2025, con la excepción de una baja drástica en noviembre y diciembre por problemas de servicio en el complejo petroquímico de Jose.
En cambio, el ex gerente corporativo de PDVSA y experto en upstream, Einstein Millán Arcia, considera que Venezuela cerró el 2025 con una cifra de producción de 1,2 millones de bpd si se computan los barriles utilizados en la dilución del crudo pesado y una producción no declarada a la OPEP de entre 60 y 70.000 barriles de condensado.
El país exportó un promedio de 750.000 bpd en 2025 según Kpler. De estas exportaciones, las refinerías independientes en China absorbieron en promedio unos 430.000 bpd en 2025 según Argus.
EE.UU. fue el segundo destino de las exportaciones venezolanas, con Chevron exportando unos 200.000 bpd durante el año pasado, aunque en diciembre las redujo a 120.000 bpd debido a los problemas en el complejo petroquímico.
El rol del crudo canadiense
Un incremento en la producción y exportación de petróleo venezolano a los EE.UU. podría desplazar a las importaciones del resto de los crudos pesados que se producen en el continente americano. Para los productores de crudo bituminoso en Canadá podría significar un golpe a la expectativa siempre latente de suplir con mayores volúmenes a las refinerías en el Golfo de México.
Canadá en los últimos diez años se transformó en una importante fuente de suministro de petróleo para los EE.UU, representando el 60% de las importaciones en 2023, en comparación con un 33% en 2013. Los volumenes importados se ubican en el orden de 4 millones de bpd. Las refinerías en los estados del Medio Oeste de EE.UU. son las principales consumidoras del crudo canadiense.
Las productoras también tienen la capacidad de transportar hasta 700.000 bpd desde la provincia canadiense de Alberta y con dirección a las refinerías en Texas a través del oleoducto Keystone. Un segundo proyecto cancelado, el oleoducto Keystone XL, hubiera podido incrementar esa capacidad de transporte al Golfo de México hasta 830.000 bpd.
Sin embargo, al crudo canadiense le costaría competir contra la llegada de mayores volúmenes de crudo Merey a las refinerías del golfo, cuyo costo de extracción es más bajo. «Están temerosos de perder de perder mercado porque saben de la desventaja de su crudo pesado, que en realidad es un bitumen, es una pasta que no fluye. Lo excavan, llevan a un mejorador, lo mezclan y ahí sí fluye. En cambio en el petróleo de la faja del Orinoco se perfora a un kilómetro de profundidad y en el 80% de los casos fluye naturalmente a condiciones iniciales», explicó Millán Arcia a EconoJournal.
Genneia se prepara para alcanzar un nuevo hito: superar los 2 GW de capacidad renovable instalada en Argentina durante el primer semestre de 2026, a la par que se prepara para sumar proyectos de almacenamiento, obras de transmisión eléctrica y abastecimiento a grandes consumidores como data centers.
La compañía ya lidera el mercado con 1540 MW operativos y un pipeline equilibrado 50-50 entre solar y eólica, y el salto de escala viene acompañado de un entorno financiero inédito para el sector renovable argentino.
“Los bancos se pelean por prestarnos dinero y nos prestan a muy buenas tasas. Hay un mercado ávido de invertir o de prestar dinero en Argentina, además hay compañías que cumplen con lo que dicen que harán”, destacó Gustavo Anbinder, director de Negocio y Desarrollo de Genneia, durante el encuentro Future Energy Summit (FES) Chile.
La solidez del negocio se realza al conocer que la compañía es la principal emisora de bonos verdes del país, con más de USD 1280 millones emitidos hasta la fecha, y su caso más reciente trata de un bono de USD 400 millones a un plazo de ocho años y una tasa de interés fija de 7.75% con pagos semestrales, además de un rendimiento del 8%.
“Hay muy buen acceso al financiamiento, con un conjunto de reglas que costó que se consolidaran, pero que hoy se abre con privados en contratos bilaterales PPA y hoy es un mercado consolidado que compitiendo de igual a igual con otras tecnologías convencionales”, agregó Anbinder.
Anbinder destaca que el mercado argentino maduró tras el impulso inicial del programa RenovAr, que dejó como legado 7500 MW renovables operando y un marco regulatorio que hoy permite el crecimiento de iniciativas privadas.
En este contexto, la tecnología solar recobra protagonismo gracias a la baja de costos, aunque el especialista vaticinó que volverán los proyectos eólicos en mayor escala, una vez se den las condiciones necesarias, como por ejemplo la ampliación del sistema de transmisión.
“Los proyectos nuevos que estamos desarrollando, por la red saturada y el precio de energía, nos obliga a ir a escalas mayores de proyectos. Ya no es la escala menor, sino que son mayores a 150 – 200 MW de capacidad, pero no hay lugar en la red para conectarlos”, indicó el director de Negocio y Desarrollo de Genneia.
“Entonces, los desarrollos están empezando a incorporar obras de transmisión, aunque sea pequeñas, como ampliar subestaciones, pero eso ya es parte del capex de los proyectos”, añadió durante FES Chile.
Bajo ese panorama, el gobierno nacional habilitó la ejecución de obras prioritarias mediante el régimen de concesión de obra, con participación de inversión privada, lo que representa un paso clave para el megaplan de 16 obras prioritarias, que implican más de 5600 kilómetros de líneas en 132 y 500 kV, diseñadas para aliviar cuellos de botella, evitar cortes y robustecer el Sistema Argentino de Interconexión (SADI).
El debate actual gira en torno a cómo se hará el repago de esas inversiones, ya que impactan en toda la demanda y su costo debería socializarse, aunque también existe la opción de líneas privadas con prioridad de uso.
A esto se suma que el almacenamiento con baterías, aunque incipiente, ya forma parte de la estrategia de la empresa: “No iniciamos construcción porque estamos esperando los permisos ambientales y de uso de suelo. Hubo que hacer escuela y recién estamos en un proceso avanzado de aprobaciones y vamos a empezar a construir. Así que este año 2026 estarán los proyectos”.
Sin embargo, el especialista fue claro respecto a las barreras económicas que aún enfrenta el almacenamiento. “No creo que sea un sector que crecerá mucho, porque el precio de la energía debería ser el que suba, no el de la batería que baje, para que dé la ecuación”, plantea.
La excepción ha sido la licitación AlmaGBA, que adjudicó más de 700 MW en proyectos BESS stand – alone y otorgó un esquema de pagos estables que permiten la bancabilidad. “Si uno va a vivir del trading, del arbitraje o de los servicios de red, hoy está muerto”, sentencia.
La demanda que viene
El ejecutivo proyectó que nuevas grandes demandas estructurales redefinirán el crecimiento del sector energético argentino, entre ellas la vinculación el sector de oil & gas y el crecimiento acelerado de la minería, especialmente hacia fines de la década; además que los grandes centros de datos ya están comenzando a desembarcar en el país.
“Se asoman los data centers a Argentina, están viniendo los hiperescaladores de 500 a 1000 MW, y necesitan energía, que Genneia y otros generadores proveerán. Y al ser sumideros de energía, se los puede colocar donde están los activos de generación y no se necesita transmitir esa energía por las redes”, concluyó.
Gustavo Araujo, Head of Research de Criteria, analiza las reacciones del mercado tras el cambio de régimen en Venezuela y los posibles impactos geopolíticos y energéticos en la región.
El comienzo de 2026 quedó marcado por un giro abrupto en el escenario geopolítico global, tras una operación impulsada por Estados Unidos en Venezuela que derivó en la captura y salida del poder de Nicolás Maduro. Ejecutada de manera rápida y precisa, la maniobra abrió un nuevo capítulo para la región, todavía cargado de incertidumbre. Sus implicancias políticas, energéticas y geopolíticas comenzaron a ser rápidamente procesadas por los mercados, aunque sin una lectura definitiva respecto de sus efectos estructurales de largo plazo.
En lo inmediato, los principales ganadores fueron las compañías petroleras y de servicios energéticos estadounidenses, que registraron subas significativas ante la expectativa de participar en la reconstrucción de la infraestructura venezolana y en una eventual reapertura del sector petrolero del país. En paralelo, los bonos soberanos venezolanos y la deuda de PDVSA mostraron fuertes avances, movimientos que interpretamos más como apuestas tácticas y especulativas que como inversiones sustentadas en fundamentos macroeconómicos sólidos, dada la profunda degradación productiva, financiera e institucional que arrastra Venezuela.
El precio internacional del petróleo, sin embargo, permaneció prácticamente inalterado. Esto sugiere que el mercado ya descontaba algún tipo de desenlace político y que una recuperación significativa de la producción venezolana llevará tiempo. Reconstruir capacidad extractiva, infraestructura y capital humano es un proceso de varios años, muy lejos aún de los niveles históricos previos a la crisis.
Más allá del petróleo, el trasfondo del episodio parece exceder lo estrictamente energético. El control de minerales críticos y tierras raras —donde China mantiene una posición dominante y Venezuela cumple un rol relevante— emerge como un eje central del reordenamiento geopolítico en curso. En ese marco, la acción estadounidense puede leerse como una señal más amplia de reposicionamiento regional y de disputa estratégica con China en América Latina.
Para la Argentina, el impacto sobre Vaca Muerta no es inmediato ni concluyente. En CRITERIA no esperamos presiones adicionales relevantes sobre el precio del crudo en el corto plazo pero decidimos mantener a YPF y Vista bajo observación, sin modificar por ahora nuestras recomendaciones de compra, a la espera de mayor claridad sobre la evolución de los acontecimientos y su efecto final sobre el equilibrio energético global.Principio del formulario
Reacción inicial
El inicio del nuevo año quedó marcado por la operación impulsada por Estados Unidos que derivó en la captura y extracción de Venezuela de Nicolás Maduro y su mujer, Cilia Flores. Ejecutada de manera quirúrgica, la maniobra abrió un escenario regional todavía incierto, con derivaciones políticas y económicas que el mercado comenzó a procesar de inmediato, aunque sin una lectura definitiva.
La reacción de los mercados el lunes 5 fue rápida y elocuente: dejó ganadores claros en el corto plazo, pero también una elevada dosis de incertidumbre que obliga a esperar a que se acomoden las expectativas para dimensionar el impacto final. Del lado de los beneficiados, y tras las declaraciones de Donald Trump señalando que la reconstrucción y explotación de la infraestructura petrolera venezolana quedaría en manos de compañías estadounidenses, empresas como Halliburton (HAL), Marathon Petroleum (MPC) o Chevron[1](CVX), comenzaron la jornada con subas significativas de entre 5 y 10%, reflejando la anticipación de mayores oportunidades de inversión y producción en el país caribeño.
En paralelo, los bonos soberanos globales venezolanos registraron fuertes avances —con subas superiores al 25%—, en un movimiento que interpretamos más como una apuesta táctica que como una inversión sustentada en fundamentos macrofinancieros sólidos, dada la magnitud de los desafíos que enfrenta la economía venezolana[2]. Igual suerte corrió PDVSA (empresa estatal responsable de la producción petrolífera y gas natural de Venezuela) que, con una deuda total de US$ 32.829 millones, vio como sus obligaciones negociables aumentaron de precio casi un 50 por ciento.
Por ahora, poco más. El precio del petróleo permaneció prácticamente inalterado, lo que sugiere que el mercado ya descontaba algún desenlace de este tipo. Además, no son pocos los analistas que señalan que una recuperación sustancial de la producción venezolana llevará años, lejos aún de los niveles previos a la crisis, estimados entre 3 y 3,5 millones de barriles diarios. Aun así, los mercados tienden a anticiparse, ajustando precios en función de expectativas: en ese sentido, las petroleras canadienses, proveedoras de crudos pesados a refinerías estadounidenses, aparecen como las más expuestas a una eventual expansión de la oferta venezolana.
¿Y Vaca Muerta? El efecto neto aún no es claro. En principio, no esperamos presiones adicionales significativas sobre el precio de referencia del crudo más allá de lo ya previsto para el próximo bienio, lo que limitaría impactos directos sobre YPF o Vista. No obstante, desde CRITERIA decidimos mantener ambas compañías bajo observación, sin modificar por ahora nuestras recomendaciones, a la espera de mayor claridad sobre la evolución de los acontecimientos.
¿Por qué es tan relevante el petróleo venezolano?
Venezuela ocupa un lugar singular y estratégico dentro del mercado petrolero global, no tanto por su producción actual —hoy claramente deprimida— sino por el potencial latente que concentra y por las implicancias geopolíticas, energéticas y financieras asociadas a ese potencial. El país alberga las mayores reservas probadas de petróleo del mundo, con más de 300.000 millones de barriles, superando incluso a Arabia Saudita (ver Gráfico nro. 1). Este dato, por sí solo, convierte a Venezuela en una variable estructural del equilibrio energético de largo plazo, aun cuando su capacidad efectiva de producción se haya visto severamente erosionada en la última década.
Gráfico nro. 1 Reservas probadas de petróleo en miles de millones de barriles. Primeros 10 países del mundo.
Fuente: OPEC 2024 Report
Históricamente, Venezuela fue un proveedor clave de crudos pesados y extrapesados, particularmente relevantes para el sistema de refinación de Estados Unidos, cuyas refinerías del Golfo de México fueron diseñadas para procesar este tipo de petróleo. Esa complementariedad técnica explica por qué, más allá de tensiones políticas, Venezuela siempre ocupó un rol central en la arquitectura energética hemisférica. La pérdida de producción —desde niveles cercanos a 3,5 millones de barriles diarios a menos de 800 mil en sus peores momentos— no eliminó esa relevancia, sino que la transformó en una opción estratégica diferida, cuya eventual reactivación podría alterar balances regionales y globales.
Desde el punto de vista del mercado, Venezuela funciona como una fuente potencial de oferta “latente”. No se trata de un shock inmediato —la reconstrucción de la infraestructura, el capital humano y la administración del sector llevará años—, pero sí de una expectativa que los mercados tienden a internalizar con anticipación.
¿Es sólo petróleo?
Las tierras raras se han convertido en uno de los activos estratégicos más sensibles del siglo XXI, por su rol central en la industria tecnológica, la transición energética y el complejo militar-industrial. China domina de manera abrumadora este mercado: concentra cerca del 60% de la producción global y, más importante aún, controla más del 80% de las capacidades de refinación y procesamiento, el verdadero cuello de botella de la cadena de valor. En este contexto, Venezuela emerge como una pieza funcional dentro de la estrategia geopolítica china en América Latina. El país posee yacimientos relevantes de minerales estratégicos —incluyendo tierras raras, coltán y otros metales críticos— cuya explotación, aún incipiente, se ha ido articulando crecientemente con capital, tecnología y acuerdos bilaterales chinos.
No son pocos los analistas que sostienen que la acción norteamericana en Venezuela trasciende largamente la lógica petrolera. Si bien el crudo sigue siendo un activo relevante, el verdadero trasfondo estratégico estaría vinculado al control de minerales críticos, en particular las tierras raras, y a la necesidad de comenzar a disputar la creciente influencia de China en América Latina.
En esa línea, todo este episodio puede leerse como el punto de partida de un proceso más amplio de reordenamiento global, en el que Estados Unidos buscaría retomar de manera explícita un rol de liderazgo regional largamente postergado. Más que una acción puntual, se trataría de una señal estratégica: reafirmar su influencia en América Latina en un contexto de competencia sistémica con China, reposicionar su presencia política y económica en la región y volver a incidir de forma directa en la configuración de las cadenas de suministro de recursos críticos. Desde esta perspectiva, Washington no solo intentaría corregir años de repliegue relativo, sino también sentar las bases de una arquitectura regional más alineada con sus intereses geopolíticos, económicos y de seguridad, en un mundo crecientemente fragmentado y multipolar.
Canadá, el jugador expuesto
Canadá se consolidó como uno de los principales productores mundiales de petróleo pesado, particularmente a partir de las arenas bituminosas de Alberta. Su crudo de referencia, el Western Canadian Select (WCS), es denso, con alto contenido de azufre y metales, y presenta características muy similares al crudo venezolano (como el Merey). La diferencia central entre ambos países no es técnica sino geopolítica: Canadá cuenta con acceso irrestricto al mercado estadounidense, mientras que Venezuela quedó virtualmente excluida desde 2019 por el régimen de sanciones.
Aun con la revolución del shale, Estados Unidos continúa dependiendo de importaciones de crudo pesado. Esto responde a un factor estructural: buena parte de sus refinerías —especialmente en la Costa del Golfo— fueron diseñadas para procesar petróleos más densos, ideales para la producción de diésel y otros destilados pesados. En 2024, más del 60% del petróleo importado por EE.UU. correspondió a este tipo de crudo, una proporción que se mantiene elevada desde hace más de dos décadas.
En ese marco, Canadá se convirtió en el proveedor dominante: explicó cerca del 62% de las importaciones totales y alrededor del 75% del crudo pesado. México quedó muy por detrás, con apenas un 7%, mientras que Venezuela —históricamente un socio estratégico— perdió completamente su lugar. Esta fuerte concentración en un único proveedor genera riesgos de suministro y tensiones potenciales. Por eso, una eventual rehabilitación de Venezuela como exportador hacia EE.UU. es vista por muchos analistas como una alternativa lógica para diversificar la oferta y reducir la dependencia canadiense.
[1] Chevron es la única petrolera estadounidense que nunca dejó el país. Aceptó las nuevas reglas del gobierno venezolano en 2007 y, durante las sanciones impuestas en 2019, operó (con restricciones) gracias a licencias del gobierno de EE.UU. Hoy, Chevron aparece como la mejor posicionada para ampliar rápidamente su actividad, si se normalizan las relaciones bilaterales.
[2] La deuda soberana de Venezuela y la de PDVSA representan uno de los casos más grandes de default del sistema internacional, y cualquier normalización del sector petrolero es condición necesaria —aunque no suficiente— para una reestructuración creíble.
El petróleo y el gas alcanzaron en 2025 los niveles más altos en décadas, con Vaca Muerta explicando hasta el 70 % de la producción nacional. La expansión de la infraestructura y los proyectos de exportación abren una oportunidad histórica, condicionada por costos elevados y la volatilidad del mercado global.
El sector hidrocarburifero argentino atraviesa una fase de expansión sostenida que no solo define su presente productivo, sino que proyecta un cambio estructural de largo alcance en la economía nacional. Un análisis reciente coincide en que la industria del petróleo y el gas se encuentra inmersa en un ciclo de crecimiento impulsado, principalmente, por el desarrollo acelerado de Vaca Muerta y por lo proyectos de exportación de gas natural licuado (GNL) y crudo que se proyectan en el horizonte. Todo indica que la inversión y la actividad productiva continuarán siendo ejes centrales durante 2026, aun en un contexto internacional marcado por la volatilidad de precios y las tensiones geopolíticas.
Las proyecciones para 2025 anticipan lo que podría constituir un hito histórico: la producción de hidrocarburos podría alcanzar los niveles más elevados del último siglo, tanto en petróleo como en gas natural. Este desempeño excepcional se explica, en gran medida, por la contribución del desarrollo no convencional, que ha permitido consolidar a la Argentina como uno de los principales productores de energía de América Latina. Informes sectoriales señalan que la formación neuquina ya explica entre el 60 % y el 70 % de la producción total de hidrocarburos del país, con una participación aún mayor en el crecimiento incremental de los últimos años.
La dinámica expansiva también se refleja en el movimiento corporativo dentro del sector. En Chubut, la compañía Crown Point Energy concretó la adquisición de una participación mayoritaria, cercana al 59 %, en un conjunto de concesiones hidrocarburíferas que incluyen los yacimientos El Tordillo, La Tapera y Puesto Quiroga, junto con infraestructura asociada. Este tipo de operaciones empresariales refuerza la percepción de que los activos productivos argentinos continúan despertando interés inversor, incluso en provincias con tradición convencional, en un contexto de revalorización de reservas y mejoras operativas.
En paralelo, el Gobierno nacional avanzó en la actualización de precios mayoristas del gas natural. A través de una resolución oficial, se dispuso un incremento en el valor del gas en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST), que comenzará a trasladarse a las facturas a partir de enero de 2026. La medida se enmarca en el Plan Gas.Ar y tiene como objetivo alinear los precios internos con la estructura de costos y los compromisos contractuales, una decisión con impacto directo en las tarifas, la rentabilidad de las empresas y el equilibrio fiscal del sistema energético.
El peso estratégico de Vaca Muerta quedó particularmente en evidencia durante 2025. Según un análisis publicado recientemente, la formación fue determinante para sostener el superávit comercial energético del país, al explicar aproximadamente el 74 % del saldo positivo total en los primeros once meses del año. Este resultado se alcanzó en un contexto de récords simultáneos de extracción de petróleo y gas, y permitió reducir de manera significativa la necesidad de importaciones energéticas, con el consecuente alivio sobre las cuentas externas.
El dinamismo no se limita a los grandes operadores. Empresas de menor escala, también buscan iniciar o ampliar su producción en Vaca Muerta, lo que podría traducirse en mayores niveles de inversión y en una diversificación creciente del ecosistema productivo. Esta multiplicidad de actores fortalece la competencia, amplía la base de proveedores y contribuye a la consolidación de un entramado industrial más complejo y resiliente.
En el plano internacional, el contexto de precios del crudo añadió un factor adicional de complejidad. Durante las últimas semanas, el valor del petróleo se mantuvo elevado como consecuencia de tensiones geopolíticas globales, lo que tuvo un impacto directo en el mercado interno argentino, con aumentos en los precios de las naftas y el gasoil aplicados por las petroleras. Sin embargo, hacia fines de 2025 comenzaron a manifestarse señales de una posible corrección a la baja en los precios internacionales, lo que plantea interrogantes sobre la sostenibilidad de las inversiones en un país con costos operativos relativamente elevados.
La evolución productiva de 2025 puede reconstruirse con precisión a partir de una secuencia de hitos clave. Entre enero y julio, la producción nacional de petróleo creció aproximadamente un 11 % interanual, mientras que la de gas natural avanzó en torno al 4 %, según datos de la Bolsa de Comercio de Rosario. Este desempeño estuvo impulsado casi exclusivamente por el no convencional, que ya representa alrededor del 60 % del petróleo extraído en el país. En julio, la producción de gas natural alcanzó un máximo histórico cercano a los 161 millones de metros cúbicos diarios, el nivel más alto desde 2003. En octubre, la Argentina superó su récord histórico de producción de petróleo —vigente desde antes de 1998— al alcanzar unos 859.500 barriles diarios, con Vaca Muerta aportando aproximadamente el 68 % del total. En noviembre, la producción se mantuvo en niveles récord, con unos 857.700 barriles diarios de petróleo y 122,3 millones de metros cúbicos diarios de gas natural, nuevamente con una participación cercana al 70 % por parte de la formación neuquina. El cierre de diciembre consolidó un año histórico, aunque dejó planteado un desafío central: la caída de los precios internacionales del crudo comenzó a tensionar la rentabilidad del sector, en un contexto de costos locales elevados.
De cara a 2026, los impactos económicos y regulatorios se perfilan con claridad. Vaca Muerta continuará siendo el motor principal de la producción hidrocarburífera, con un aporte decisivo al saldo de la balanza comercial energética y a la generación de divisas. Proyecciones sectoriales indican que, de mantenerse el ritmo de inversión y desarrollo, la Argentina podría acercarse a una producción de un millón de barriles diarios hacia fines de 2026 o comienzos de 2027, aunque este escenario depende críticamente de la evolución de los precios internacionales.
Al mismo tiempo, el sector enfrenta el desafío de la competitividad. Los costos de perforación en la Argentina pueden ser hasta un 40 % más altos, medidos en dólares, que en Estados Unidos, lo que obliga a mejorar productividad y eficiencia en un contexto de precios globales potencialmente más bajos. Esta sensibilidad a los ciclos internacionales condiciona la planificación de largo plazo, especialmente en materia de infraestructura y expansión exportadora.
En este marco, la infraestructura emerge como un factor estratégico. Entre enero y noviembre de 2025 avanzó la construcción del oleoducto Vaca Muerta Sur, una obra de más de 3.000 millones de dólares destinada a conectar Neuquén con una futura terminal marítima en Río Negro, cuya puesta en operación está prevista para el cuarto trimestre de 2026. En paralelo, se proyecta la ampliación del sistema gasífero, incluido el gasoducto Perito Moreno, con inversiones estimadas en 700 millones de dólares para elevar la capacidad de transporte a 35 millones de metros cúbicos diarios hacia el invierno 2026/27.
En diciembre de 2025, YPF anunció planes de inversión por unos 6.000 millones de dólares para 2026, un incremento cercano al 20 % respecto del año anterior, a pesar del contexto de precios internacionales más moderados. En el mismo anuncio, la compañía ratificó el avance del proyecto Argentina LNG, desarrollado junto con Eni y ADNOC’s XRG, que prevé una inversión total del orden de los 20.000 millones de dólares. La decisión final de inversión está prevista para mediados de 2026, con el objetivo de desarrollar una terminal de exportación de gas licuado con capacidad estimada en 12 millones de toneladas anuales a partir de 2030.
Durante la primavera de 2026 se esperan definiciones clave, tanto en materia de inversión como de regulación. La ampliación del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), con inclusión de proyectos upstream e integrales, apunta a ofrecer estabilidad fiscal y acceso a divisas por más de 30 años, un elemento central para atraer capitales de gran escala. Hacia el invierno 2026/27, las ampliaciones en transporte permitirían mayores flujos de gas hacia el centro y norte del país, así como una mayor capacidad exportadora intrarregional.
En el horizonte de largo plazo, el proyecto Argentina LNG proyecta exportaciones de hasta 12 millones de toneladas anuales de GNL a partir de 2030, con un potencial impacto de hasta 30.000 millones de dólares anuales en exportaciones energéticas, sumando petróleo, gas y derivados. Este proceso promete consolidar a la energía como uno de los pilares estructurales del superávit comercial argentino, al tiempo que impulsa la generación de empleo, el desarrollo de proveedores locales y la integración del ecosistema productivo nacional.
Los datos son contundentes: cerca de 857.700 bbp/d y 122,3 MMm3 de gas en noviembre de 2025; una participación de Vaca Muerta que oscila entre el 65 % y el 70 % de la producción total; una meta potencial de un millón de barriles diarios hacia fines de 2026 o inicios de 2027; y costos de perforación sensiblemente superiores a los de Estados Unidos, que condicionan la competitividad. En este delicado equilibrio entre oportunidad histórica y desafíos estructurales se juega, en definitiva, el futuro energético y macroeconómico de la Argentina.
La captura de Nicolás Maduro por fuerzas estadounidenses marca un punto de inflexión en la historia reciente de Venezuela y expone una panorama que trasciende al país caribeño. Más allá de los pretextos del narcotráfico, la crisis institucional y el control del petróleo, el objetivo principal parece ser otro: el retroceso de la influencia china en América Latina y el repliegue estratégico de Estados Unidos sobre su hemisferio, lo que configura un nuevo escenario geopolítico con impacto directo en nuestra región.
En los últimos años, la presidencia de Nicolás Maduro estuvo marcada por una profunda crisis política, económica y social que comenzó tras la muerte de Hugo Chávez en 2013, cuando Maduro asumió formalmente el poder. Su gestión enfrentó acusaciones constantes de autoritarismo, manipulación electoral y debilitamiento de las instituciones democráticas, lo que provocó protestas masivas y denuncias de fraude en las elecciones presidenciales de 2024, que muchos países no reconocieron como legítimas.
Las tensiones internas se intensificaron con la represión de manifestaciones, crisis humanitaria y acusaciones internacionales de violaciones de derechos humanos, mientras la oposición exigía transparencia electoral y renuncia del mandatario.
A comienzos de enero, una operación militar dirigida por fuerzas de Estados Unidos en Caracas culminó con la captura de Nicolás Maduro y su esposa, Cilia Flores, quienes fueron trasladados a Nueva York para enfrentar cargos federales por narcotráfico y conspiración relacionados con el tráfico de drogas.
Los treinta y dos soldados cubanos que conformaban la guardia de seguridad personal de maduro, son la clave para comprender que Maduro no confiaba en el ejército y que éste fue actor pasivo de la operación norteamericana.
Los hechos son conocidos: hubo un apagón, las fuerzas armadas no se movieron y los treinta y dos cubanos que cuidaban a Maduro fueron asesinados y el presidente de Venezuela fue extraído del país y llevado a Nueva York con escala previa en Guantánamo.
La publicación de la oficina de Donald Trump que muestra un dibujo de Trump sosteniendo un bate que dice “Doctrina DONROE” pisando el hemisferio occidental.
Trump afirmó que Estados Unidos tomaría el control operativo de Venezuela y de sus reservas petroleras, dijo que el país sería “administrado” y que las grandes compañías petroleras estadounidenses entrarían a reparar y sacar provecho del petróleo venezolano. En ese contexto el gobierno señaló que Venezuela había “robado” petróleo y otros activos que ahora serían recuperados por Estados Unidos.
Antecedentes
La relación entre Estados Unidos y Venezuela estuvo marcada por una combinación de interdependencia histórica y creciente confrontación política. Durante gran parte del siglo XX y comienzos del XXI, el crudo venezolano fue un insumo relevante para el mercado estadounidense, especialmente para refinerías adaptadas en el Golfo de México, lo que incentivó inversiones, transferencia tecnológica y altos niveles de producción. Sin embargo, a partir de 2010, la confiscación de Citgo Petroleum Corporation —filial refinadora de PDVSA en Estados Unidos— por parte del gobierno norteamericano, resultó uno de los episodios más importantes que determinaron la caída de la producción venezolana.
En este marco, la confiscación de las refinerías de Citgo en Texas, Luisiana e Illinois, junto con su red logística con más de 11.000 estaciones de servicio, reflejaron la pérdida del principal mercado para el crudo venezolano.
La producción de crudo cayó de 3,5 MMbb/d a menos de 800.000. En paralelo, el auge del shale oil en Estados Unidos disminuyó su dependencia del petróleo importado, reconfigurando el vínculo energético bilateral y encuadrando la cuestión petrolera venezolana en un problema más geopolítico que económico para la potencia norteamericana.
Repliegue táctico
Aunque China sigue con atención el destino del petróleo venezolano, el peso real de Venezuela en el mercado global está lejos de ser decisivo: su producción actual, apenas superior a la de Argentina —en torno a los 800.000 barriles diarios—, representa solo una fracción marginal de las importaciones chinas (en 2025, superaron los 12 MMbb/d) y una porción todavía menor del suministro mundial, muy distante de la centralidad que el país tuvo en los años setenta. Pekín por su parte aprendió a amortiguar este tipo de sobresaltos mediante diversos mecanismos, como descuentos asociados a sanciones y la ampliación de sus reservas estratégicas, nuevos proveedores como Irán y consolidación de la relación con la Federación Rusia, lo que atenúa el impacto inmediato de cualquier giro político en Caracas.
El verdadero alcance del episodio se desplaza así del plano económico al geopolítico. Venezuela había encarnado, durante dos décadas, un símbolo de la proyección china en América Latina: un desafío silencioso a la influencia estadounidense en el hemisferio.
La retórica de Trump sobre el petróleo venezolano ha reforzado percepciones regionales e internacionales de que la intervención va más allá de la lucha contra el narcotráfico o la restauración del “orden”, orientándose hacia una reconfiguración del control de recursos energéticos críticos, incluso al punto de sugerir que compañías estadounidenses tendrían un papel dominante en la explotación y venta de crudo.
La principal lectura es geopolítica. Venezuela había sido el socio más alineado con China en América Latina, lo que generaba fricciones en Washington. Un eventual gobierno cercano a Estados Unidos implicaría un retroceso adicional de la influencia china en un país con enormes reservas. A esto se suma la incertidumbre sobre los préstamos chinos respaldados por petróleo —más de 60.000 millones de dólares hasta 2015, según Bloomberg— y los pagos aún pendientes.
La prensa china, como Global Times, minimiza el impacto inmediato, aunque advierte que una mayor influencia estadounidense sobre las mayores reservas del mundo podría facilitar la manipulación de precios. Sin embargo, expertos coinciden en que China probablemente limitará su respuesta a condenas diplomáticas: Venezuela no es un interés prioritario y un enfrentamiento mayor con Estados Unidos tendría más costos que beneficios para Pekín.
Petrodólares
Vale la pena recordar, que la relación entre Estados Unidos y los países productores que acordaron vender su producción en dólares, constituyó uno de los pilares silenciosos del orden económico internacional de la posguerra fría. A partir de los acuerdos alcanzados en la década de 1970 con productores clave —en especial Arabia Saudita y luego con el conjunto de la OPEP—, Washington logró consolidar al dólar como moneda única del comercio energético global, garantizando una demanda estructural y permanente de su divisa. Este sistema del “petrodólar” no solo facilitó la financiación del déficit estadounidense y la proyección de su poder financiero, sino que también vinculó la estabilidad de muchos regímenes petroleros a la arquitectura de seguridad diseñada por Estados Unidos, reforzando una interdependencia estratégica que hoy comienza a ser cuestionada por la emergencia de nuevos polos de poder económico cuyo basamento son otros medios alternativos de pago.
Escasez en EE.UU. 1973: a raíz de la decisión de la OPEP de no exportar más petróleo a los países que habían apoyado a Israel durante la guerra de Yom Kipur, que enfrentaba a Israel y Egipto
Todo cambia
No obstante, progresivamente comenzó un cuestionamiento del sistema petrodólar y la diversificación de mecanismos de pago en el comercio energético no solo erosionaron las bases financieras del poder de Estados Unidos, sino que también alteraron las condiciones materiales que sostuvieron su proyección global durante décadas.
El dato relevante es que desde fines del siglo XX, la gigantesca emigración de empresas norteamericanas hacia China respondió a una combinación de factores económicos y estratégicos: costos laborales significativamente más bajos, una fuerza de trabajo abundante, infraestructura industrial en rápida expansión y un Estado dispuesto a ofrecer incentivos fiscales y regulatorios para atraer inversión extranjera.
Grandes corporaciones trasladaron plantas y cadenas de suministro en busca de mayor competitividad, integrándose a un ecosistema productivo que convirtió a China en la “fábrica del mundo”.
Fábrica de iPhone en Zhengzhou (provincia de Henan), conocida como “iPhone City”
Con el tiempo, este proceso no solo transformó la estructura industrial china, sino que también generó tensiones en Estados Unidos por la pérdida de empleos manufactureros y la dependencia de insumos críticos.
A medida que actores emergentes del sudeste asiático —en particular China— fueron promoviendo circuitos económicos alternativos que redujeron la centralidad del dólar, Washington comprendió que mantener el orden internacional resulta cada vez más costoso y menos eficaz. En ese contexto, la reconfiguaración de la estrategia pasa por definir prioridades espaciales y políticas, desplazando el eje para consolidar los ámbitos donde aún conserva ventajas decisivas, mediante un repliegue estratégico y una rearticulación del poder en su hemisferio. Ese repliegue estratégico de Estados Unidos sobre su propio hemisferio, tiene a China como causa principal.
Este giro no implica un aislacionismo clásico, sino un reordenamiento de las prioridades: asegurar el control político, económico y tecnológico del espacio americano antes de proyectar poder a escala global.
Ordenar el “patio trasero” supone, en términos concretos, cerrar o al menos limitar las puertas de entrada a China en aquellos países de América Latina considerados aliados forzosos por razones geográficas, históricas o de seguridad. Así como el Mediterráneo fue para Roma un mar interior cuya dominación garantizaba seguridad, comercio y cohesión imperial, el Caribe ha funcionado para Estados Unidos como un espacio marítimo vital, concebido no como una frontera externa sino como un entorno estratégico inmediato.
El control de los recursos y del canal de Panamá, ha sido clave para proteger el territorio continental, asegurar rutas comerciales y evitar la presencia de potencias rivales en su periferia cercana. Estados Unidos ha construido en el Caribe una hegemonía naval, política y económica más indirecta, compatible con un sistema internacional de Estados formalmente soberanos. Aun así, en ambos casos se trata del mar que sostiene y ordena el poder de una potencia dominante.
Ese control se traduce en presiones diplomáticas, condicionamientos financieros, incentivos selectivos y un renovado énfasis en instrumentos como el nearshoring, la cooperación en seguridad y el control de infraestructuras críticas. El objetivo no es solo frenar la influencia china, sino evitar que se consoliden dependencias estructurales —en energía, telecomunicaciones, puertos o recursos estratégicos— que reduzcan la autonomía de decisión estadounidense en su propio entorno regional. En una dimensión más ambiciosa y polémica, esta lógica hemisférica se proyecta también hacia los espacios polares.
En ese contexto geopolítico, la Doctrina Monroe ha dejado de ser un principio defensivo contra la intervención europea para convertirse en un marco flexible de afirmación de poder hemisférico por parte de Estados Unidos. Aunque formulada en el siglo XIX bajo la consigna de “América para los americanos”, hoy se expresa menos como declaración formal y más como práctica estratégica: control de flujos energéticos, influencia sobre infraestructuras críticas, seguridad de rutas marítimas y contención de actores extrahemisféricos como China y Rusia en América Latina. Washington busca reducir autonomías “disruptivas” y asegurar alineamientos funcionales sin necesidad de ocupación directa, combinando presión diplomática, instrumentos económicos y presencia militar selectiva. En este sentido, la Doctrina Monroe ya no opera como dogma explícito, sino como lógica subyacente de ordenamiento regional en un sistema internacional multipolar y fragmentado.
Preocupación vikinga
La eventual incorporación de Groenlandia a la órbita estadounidense se inscribe en la competencia por el Ártico, sus rutas marítimas y sus recursos, mientras que la idea de avanzar luego sobre la Antártida remite a un horizonte de más largo plazo. Más que planes inmediatos, estas hipótesis reflejan una misma racionalidad estratégica: asegurar los extremos geográficos del sistema internacional para preservar la primacía en un mundo crecientemente disputado.
El repliegue estratégico de Estados Unidos hacia el hemisferio occidental puede interpretarse como una adaptación a un sistema internacional más competitivo y fragmentado. Frente al ascenso de potencias euroasiáticas y a la erosión del orden liberal global, Washington tendería a priorizar la seguridad de su entorno inmediato: América del Norte, el Caribe y América del Sur. Esta lógica no supone un aislacionismo clásico, sino una reasignación de recursos, donde el control de espacios marítimos, rutas energéticas y nodos logísticos cercanos se vuelve central para sostener la primacía estratégica con menores costos políticos y militares.
En ese marco, la posibilidad de incorporar Groenlandia a Estados Unidos aparece como una extensión de preocupaciones geopolíticas y geoestratégicas ya existentes. La isla ocupa una posición clave en el Ártico, región cada vez más relevante por el deshielo, la apertura de nuevas rutas marítimas y la competencia por recursos minerales y energéticos. Por su enorme proyección sobre el polo norte. Tras las renovadas declaraciones de Trump sobre Groenlandia, los dinamarqueses se acordaron de Kissinger cuando dijo: “Ser enemigo de EE.UU. es peligroso, ser amigo, es fatal”.
El primer ministro de Groenlandia, Jens-Frederik Nielsen, y su homólogo danés, “podría ser el fin de la OTAN”.
Un eventual control directo permitiría reforzar el sistema de alerta temprana, asegurar profundidad estratégica frente a Rusia y China, y consolidar la proyección estadounidense sobre el Atlántico Norte y el Ártico, integrando ese espacio al perímetro defensivo continental.
La hipótesis que sobreviene de inmediato es la de una posterior anexión de la Antártida. El continente antártico está regido por el Tratado Antártico que suspende las reclamaciones soberanas y prioriza el uso pacífico y científico, lo que convierte cualquier intento de anexión en un desafío frontal a uno de los consensos más estables del sistema internacional. No obstante, como ejercicio teórico, esta idea refleja una tendencia más amplia: si la competencia entre grandes potencias se intensifica y los acuerdos multilaterales se debilitan, incluso espacios hoy “desmilitarizados” podrían revalorizarse como reservas estratégicas de recursos y proyección geopolítica de largo plazo.
El panorama de los hidrocarburos ha dado un giro radical este 5 de enero de 2026. Tras la captura de Nicolás Maduro, el mercado global asimila que las mayores reservas probadas del mundo han quedado bajo la órbita de influencia de Washington. Según reportes de Reuters, el crudo WTI operó con una subida moderada del 1,7% (58,32 dólares), reflejando una tensión inicial que fue rápidamente matizada por la expectativa de una oferta masiva a mediano plazo.
En Wall Street, las acciones de las petroleras con activos estratégicos en la región vivieron una jornada de euforia. Chevron Corp. lideró el repunte con un alza del 5,7%, impulsada por la confianza de los inversores en que el control estadounidense de la zona facilitará una reconstrucción sin precedentes del sector. Las empresas de servicios técnicos, como SLB y Halliburton, también registraron subas superiores al 7%, anticipando un ciclo de inversión masiva para reparar una infraestructura que hoy opera al mínimo de su capacidad.
Uno de los puntos más disruptivos ha sido el enfoque del presidente Donald Trump respecto a China, el mayor comprador de crudo venezolano bajo el régimen anterior. Contrario a la tesis de un bloqueo total, Trump ha sugerido que Estados Unidos capitalizará este recurso mediante una diplomacia comercial directa. “Vamos a venderle crudo a China; no vamos a decir que no”, ha sido el mensaje central, indicando que Washington busca regularizar las exportaciones venezolanas —antes ocultas en “flotas en la sombra”— para que los beneficios fluyan hacia empresas estadounidenses y la reconstrucción local.
Sin embargo, esta apertura comercial viene condicionada. Bloomberg detalla que el plan de la Casa Blanca implica eliminar los descuentos que China obtenía en el mercado negro, forzando a Pekín a comprar bajo precios de mercado regulados. Al mismo tiempo, el secretario de Estado, Marco Rubio, ha enfatizado que la prioridad será el suministro a las refinerías de la Costa del Golfo, lo que sugiere que China seguirá recibiendo petróleo, pero bajo los términos y la supervisión de la nueva administración interventora.
En cuanto a las proyecciones globales, la brecha entre la Agencia Internacional de Energía (IEA) y la OPEP parece resolverse a favor de la primera. La IEA mantiene su previsión de un superávit de casi 4 millones de barriles diarios para finales de 2026. Con las reservas venezolanas ahora alineadas con los intereses de producción de EE. UU., las barreras geopolíticas que mantenían ese crudo fuera del circuito formal se desvanecen, validando la tesis de un mercado con exceso de oferta que actuará como un techo para los precios.
Por el contrario, la OPEP ha manifestado históricamente que la demanda global requiere más barriles para evitar un déficit. No obstante, con Venezuela operativamente fuera de la esfera de influencia de la OPEP+ y bajo control de Washington, la capacidad del cartel para gestionar el mercado mediante recortes de producción ha quedado severamente mermada. Pareciera hoy que el centro de gravedad energético se ha desplazado hacia el Hemisferio Occidental.
El impacto técnico para las operadoras es inmediato. El crudo pesado venezolano es el complemento necesario para el shale producido en Estados Unidos. Según Bloomberg, la reactivación de los mejoradores de crudo en la Faja del Orinoco permitirá a refinadoras como Valero (+9,8%) y Marathon Petroleum (+6,1%) optimizar sus procesos de mezcla, reduciendo costos operativos y alterando la estructura competitiva del mercado de derivados.
No obstante, Reuters advierte que la “victoria” petrolera es una apuesta de largo aliento. Pasar de la producción marginal actual a niveles competitivos internacionales requerirá inversiones estimadas en 100.000 millones de dólares. La velocidad con la que el capital privado estadounidense logre movilizar equipos de perforación hacia zonas críticas como el Lago de Maracaibo definirá si Venezuela actúa como un motor de crecimiento o simplemente como un activo estratégico en reserva.
Pekín, por su parte, observa el proceso con “grave preocupación”. Para China, la captura de Maduro representa la pérdida de un aliado que le garantizaba suministros fuera del sistema financiero del dólar. La declaración de Trump sobre seguir vendiéndoles crudo parece ser una herramienta de presión: Pekín podrá seguir comprando energía, pero deberá hacerlo bajo un esquema que fortalezca el dominio energético de EE. UU. en la región.
Eel inicio de 2026 marca el fin del crudo venezolano como factor de desestabilización para convertirse en un activo de “abundancia administrada”. Mientras la IEA anticipa un escenario de precios contenidos por el superávit, el sector hidrocarburífero se prepara para una reconfiguración donde la eficiencia operativa y el control geopolítico de las rutas de exportación hacia Asia serán las nuevas variables maestras del mercado.
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 12/01/2026 al 01/02/2026 en la que podían participar Productores en general y Comercializadores.
Se presentaron 44 ofertas de productores-comercializadores de las diversas cuencas, por un volúmen total a proveer de 43,9 millones de metros cúbicos día. Los Precios Promedio Ponderados fueron de u$s 2,04 por millón de BTU en el PIST, y de u$s 2,68 el MBTU para el gas puesto en el Gran Buenos Aires.
Según las cuencas de orígen del gas, los precios en el PIST fueron desde u$s 0,90 hasta u$s 2,52 el MBTU, en tanto que los precios en el GBA fueron desde u$s 1,33 hasta u$s 3,40 el MBTU.
Desde Neuquen llegaron 16 ofertas por un volúmen total de 18,2 millones de metros cúbicos día. Desde Santa Cruz las ofertas fueron 7 y totalizaron un volúmen de 5,9 MMm3/d; Desde Tierra del Fuego se hicieron 9 ofertas por un total de 11,7 MMm3/d; Desde la cuenca Noroeste llegaron 7 ofertas pou un total de 2,8 MMm3/d; Y desde Chubut 5 ofertas por un volúmen que sumó 5,3 MMm3/día.
Pan American Energy (PAE) y la estadounidense Continental Resources se asociaron con el objetivo de acelerar el desarrollo de cuatro bloques de shale oil en Vaca Muerta.. PAE continuará como socio mayoritario y operador en todos los bloques.
El acuerdo consiste en la adquisición por parte de Continental del 20 % de la participación de PAE en las áreas Coirón Amargo Sureste, Bandurria Centro, Aguada Cánepa, ubicadas en la provincia del Neuquén, y Loma Guadalosa, en Río Negro.
Durante décadas Continental ha sido pionera en el desarrollo de recursos no convencionales en Estados Unidos. Con una producción diaria que alcanzó los 500.000 barriles de petróleo equivalente por día en 2025 y más de 5.200 pozos operados, su trayectoria se define por la innovación tecnológica, la disciplina operativa y una gestión financiera responsable, destacó un comunicado de PAE.
A nivel internacional, Continental aplica el mismo rigor técnico y una visión de desarrollo a largo plazo a nuevas oportunidades, incluyendo Vaca Muerta.
El cierre del acuerdo está sujeto a la aprobación de la transferencia de las participaciones por parte de las provincias de Neuquén y Río Negro.
Marcos Bulgheroni, Group CEO de Pan American Energy, afirmó que “esta relación estratégica con una las principales compañías de petróleo y gas independientes de Estados Unidos busca acelerar el desarrollo de las cuatro áreas en ambas provincias.
Como socio no operador, Continental nos aportará su know-how en derisqueo, desarrollo y eficiencia de operaciones con el objetivo de poner en valor los enormes recursos no convencionales que tiene nuestro país”. Por su parte, Doug Lawler, presidente y director ejecutivo de Continental Resources, destacó que “Vaca Muerta es una de las formaciones de shale más atractivas del mundo y estamos entusiasmados de continuar invirtiendo en Argentina y consolidar la posición de Continental a través de este acuerdo con Pan American Energy”.
“PAE es un operador altamente capacitado con una profunda experiencia en la cuenca. Tenemos muchas expectativas en aprender de PAE y de compartir la experiencia de Continental en recursos no convencionales para impulsar el desarrollo de Vaca Muerta”, agregó.
PAE lleva más de 50 años invirtiendo en Neuquén y actualmente es uno de los protagonistas del desarrollo del No Convencional. En la cuenca neuquina, la compañía produce 12 millones de m³ diarios de gas y 40.000 barriles de petróleo por día, lo que significa un total cercano a 100.000 barriles de petróleo equivalentes por día (BOED).
En esta provincia PAE opera siete áreas, seis de ellas en etapa de desarrollo, y participa como socio no operador en otras dos. En Río Negro la compañía opera el área Loma Guadalosa, la primera concesión de explotación no convencional otorgada por dicha provincia.
Sobre Continental Resources Continental Resources, Inc. es el mayor productor privado de petróleo y gas natural del mundo. Con sede en Oklahoma, la compañía tiene una larga trayectoria de innovación en el desarrollo de recursos no convencionales. Es uno de los mayores titulares de concesiones y productores en la formación Bakken, en Dakota del Norte y Montana, y es el principal productor de la Cuenca de Anadarko, en Oklahoma.
Asimismo, Continental ocupa una posición de liderazgo en recursos en múltiples cuencas de Estados Unidos, que incluye ser el segundo mayor titular de concesiones en la cuenca del Río Powder, en Wyoming, y contar con una posición significativa en la cuenca de Permian, en Texas.
A nivel internacional, Continental está participando en un joint venture con la petrolera nacional de Turquía (TPAO) y TransAtlantic Petroleum para desarrollar recursos no convencionales en la cuenca de Diyarbakır, en Turquía.
La Secretaría de Energía de la Nación fijó, a través de las resoluciones 611 y 612/2025 nuevos precios para los biocombustibles utilizados en la mezcla obligatoria con naftas y gasoils para el mes de enero en curso.
Se trata de un esquema de cortes proporcionales establecidos por la Ley 27.640 que, aprobada en el 2021, establece el marco regulatorio para biocombustibles, abarcando su elaboración, almacenamiento, comercialización y mezcla, con vigencia hasta 2030, prorrogable por 5 años. No obstante está sujeta a revisión parlamentaria.
Los nuevos precios para el bioetanol y el biodiesel a partir de este mes tienen subas del 1,3 %, y además fue restituído el corte obligatorio de biodiesel al 7,5 % (venía siendo al 7 % en los últimos meses).
Las resoluciones firmadas por María Tettamanti detallan:
A través de la Resolución 611/2025, se fijaron los precios mínimos de adquisición del bioetanol destinado a su mezcla con naftas. Para el bioetanol elaborado a base de caña de azúcar, el valor fue establecido en $ 976,457 por litro, mientras que el bioetanol producido a partir de maíz pasó a $ 894,949 por litro.
Estos precios regirán para las operaciones que se realicen durante enero de 2026 y se mantendrán vigentes hasta que se publique una nueva actualización.
El plazo de pago del bioetanol no podrá superar los 30 días corridos desde la fecha de emisión de la factura correspondiente.
Asimismo, la Resolución 612/2025 dispuso un nuevo precio para el biodiesel destinado a la mezcla obligatoria con gasoil. El valor fue fijado en $ 1.797.881 por tonelada para las operaciones de enero.
El plazo de pago en este caso no podrá exceder los siete días corridos desde la facturación.
La resolución dispuso además la restitución del porcentaje de corte obligatorio de biodiesel con el gasoil al 7,5 %, proporción que había sido reducida al 7 % en noviembre último debido al encarecimiento del aceite de soja, principal insumo del biodiesel.
El Gobierno de la Provincia del Neuquén aprobó la Adenda II al Contrato de Unión Transitoria (UT) del área Los Toldos II Oeste, ubicada en la Cuenca Neuquina. Fue suscripta entre Gas y Petróleo del Neuquén S.A. (GyP), Pluspetrol Cuenca Neuquina S.R.L. y Continental Resources Argentina S.A.U.
Con esta esta modificación contractual, Continental Resources Argentina S.A.U. asumirá la totalidad de los derechos y obligaciones correspondientes al porcentaje de participación cedido por Pluspetrol Cuenca Neuquina SRL, pasando a integrar la UT con una participación del 90%, mientras que GyP conservará el 10% restante. Asimismo, Continental fue designada como empresa operadora del área.
La empresa Continental Resources Argentina S.A.U. es controlada por la estadounidense Continental Resources, lnc, que cuenta con vasta experiencia en el desarrollo de reservorios no convencionales en áreas ubicadas principalmente en cuatro cuencas líderes de Estados Unidos.
El decreto Nº 1761/2025 firmado por el gobernador Rolando Figueroa y los ministros de Energía, Gustavo Medele, y de Economía, Producción e Industria, Guillermo Koenig establece que Pluspetrol Cuenca Neuquina deberá realizar un pago a favor de la Provincia por un monto total de 9 millones de dólares, conforme al cronograma previsto en la Adenda II. Dichos fondos podrán destinarse a inversiones, obras o desembolsos que defina el Estado provincial, incluyendo áreas como infraestructura, salud, educación o seguridad.
Además, la norma fija como plazo el 27 de febrero de 2026 para la presentación ante la Autoridad de Aplicación de la actualización del Plan de Desarrollo del área, de acuerdo con los lineamientos establecidos por la normativa vigente.
Vaca Muerta ya no solo es una promesa de recursos; es el motor de un superávit energético que en 2025 superará los USD 7.000 millones. Sin embargo, producir no es suficiente si no se puede evacuar. Para consolidar el rol de Argentina como exportador neto, tres proyectos críticos de infraestructura —VMOS, Duplicar Norte y la ampliación del Perito Moreno— se ejecutan a contrarreloj con la meta de 2027 como horizonte de máxima capacidad.
Liderado por YPF en un consorcio histórico con las principales operadoras (Vista, PAE, Pampa, Chevron, Shell, entre otras), este ducto de 437 km es la llave para la independencia exportadora.
Inversión: USD 3.000 millones.
Hito operativo: Inicio de exportaciones en noviembre de 2026 (180.000 bbl/d).
Capacidad final: 550.000 bbl/d para 2027.
El dato clave: Para “llenar” este ducto, YPF proyecta triplicar su actividad, pasando a perforar 600 pozos anuales de petróleo no convencional.
2. Duplicar Norte (Oldelval): Desbloqueando el Hub Norte
Mientras VMOS mira al puerto, Duplicar Norte se enfoca en resolver los cuellos de botella aguas arriba. Este proyecto es vital para desarrollos en expansión como El Trapial (Chevron) y Los Toldos II Este (Tecpetrol). Traza: 207 km desde Rincón de los Sauces hasta Allen.
Inversión: USD 400 millones.
Puesta en marcha: Fines de 2026 (parcial) y primer trimestre de 2027 (definitiva).
Impacto: Permitirá evacuar 200.000 barriles diarios adicionales hacia la conexión con Puerto Rosales.
3. Ampliación del Perito Moreno: Gas para la región
En el frente gasífero, Transportadora de Gas del Sur (TGS) lidera la expansión del sistema troncal que no solo sustituirá importaciones de GNL, sino que sentará las bases para el mercado regional (Brasil).
Inversión: Entre USD 700 y 800 millones (bajo el marco del RIGI).
Capacidad: Pasará de 21 Mmm3/d a 35 Mmm3/d.
Ahorro de divisas: Se estima en USD 700 millones solo por reemplazo de importaciones durante el invierno de 2027.
Análisis de Runrun: El desafío de la escala
Como bien señala el CEO de YPF, Horacio Marín, el desafío técnico es monumental. Pasar de la escala actual a una de 2.000 pozos activos para alimentar el nuevo sistema de transporte requiere que toda la cadena de servicios (fractura, logística de arena, rigs) opere con una eficiencia nunca antes vista en la cuenca.
Para los proveedores que integran nuestra comunidad en enerbuy.store, este incremento en la actividad representa una demanda de insumos sostenida por los próximos 24 meses, consolidando a la Cuenca Neuquina como el epicentro de la inversión privada en Argentina.
El tablero energético global acaba de patearse. La salida de Nicolás Maduro y el inminente regreso masivo del crudo venezolano al mercado —bajo el ala de la administración Trump— ha puesto al barril WTI en una zona de turbulencia, perforando los USD 60.
Para Argentina, y especialmente para quienes formamos parte de la cadena de valor de Vaca Muerta, esto no es solo una noticia de política internacional; es un llamado urgente a la eficiencia operativa.
El desafío de la rentabilidad
Con un escenario de precios internacionales a la baja, la competitividad de nuestros yacimientos no convencionales vuelve al centro del debate. Si bien el mercado interno hoy ofrece un “refugio” con precios un 10% por encima de la paridad de exportación, esta brecha no será eterna. La presión por bajar los costos de extracción (lifting cost) será la prioridad número uno de las operadoras en este 2026.
¿Qué significa esto para los proveedores?
En este contexto, la transformación digital y la transparencia en la cadena de suministros dejan de ser un “lujo” para convertirse en una necesidad de supervivencia.
Optimización de márgenes: Las operadoras buscarán proveedores que no solo ofrezcan calidad, sino agilidad y costos competitivos. Visibilidad estratégica: Los espacios digitales de encuentro entre oferta y demanda —como nuestro marketplace enerbuy.store— cobran un valor crítico para dinamizar las compras productivas sin las fricciones de las intermediaciones tradicionales.
Una ventana de oportunidad
La paradoja es que, mientras el precio del crudo cae, el Riesgo País argentino tiende a la baja gracias a una región vista como “más confiable”. Esto podría abrir el grifo del crédito para obras de infraestructura vitales.
El 2026 nos exige estar más informados que nunca. En Grupo Runrún seguiremos de cerca cada movimiento de este “ajedrez” geopolítico que, desde Caracas y Washington, termina impactando directamente en el surtidor de nuestra esquina y en los contratos de nuestras empresas.
Se puso en marcha el primer proyecto de grandes inversiones aprobado con este régimen: el parque solar de YPF Luz en Mendoza.
El Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) empezó a mostrar sus primeros resultados concretos. La semana pasada se puso en marcha de manera parcial el primer proyecto aprobado, un parque solar de YPF Luz en Mendoza, mientras el Gobierno nacional ya otorgó aval formal a nueve iniciativas que, en conjunto, comprometen inversiones por más de US$ 11.500 millones.
En paralelo, otros once proyectos, en su mayoría mineros, continúan a la espera de autorización y podrían elevar el volumen total comprometido por encima de los US$ 30.000 millones.
El proyecto que inauguró el régimen es el Parque Solar El Quemado, desarrollado por YPF Luz en el departamento de Las Heras, Mendoza. La compañía informó a la Comisión Nacional de Valores que obtuvo la habilitación comercial de los primeros 100 MW, sobre un total de 305 MW que se completarán durante el primer semestre de 2026.
El parque demandó una inversión total de US$ 211 millones y fue el primer emprendimiento presentado al RIGI en octubre de 2024. Una vez finalizado, contará con 511.000 paneles fotovoltaicos bifaciales distribuidos en más de 600 hectáreas, con una capacidad de generación equivalente al consumo de unos 233.000 hogares. El factor de capacidad estimado es del 31,4%, un valor elevado para estándares solares en la región.
Los nueve proyectos ya aprobados
El Gobierno ya aprobó nueve proyectos bajo el régimen, con activos computables por US$ 11.500 millones, de los cuales unos US$ 5.600 millones se ejecutarán o volcarán a la economía en los próximos dos años.
Entre los principales se destacan:
Oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS): impulsado por un consorcio de nueve petroleras lideradas por YPF, es el proyecto de mayor volumen aprobado hasta el momento. Cuenta con inversiones protegidas por US$ 2.486 millones y permitirá transportar desde 2027 unos 360.000 barriles diarios de crudo desde Neuquén hasta Río Negro, aliviando los cuellos de botella logísticos de Vaca Muerta.
Proyecto de GNL de Southern Energy: el consorcio prevé invertir US$ 2.825 millones para instalar dos unidades flotantes de licuefacción frente a la costa de Río Negro. El objetivo es iniciar exportaciones en 2027 y alcanzar una producción de 6 millones de toneladas anuales de gas natural licuado.
Proyecto de litio de Rio Tinto: la minera comprometió US$ 2.299 millones en el salar de Rincón, en Salta, para producir 60.000 toneladas anuales de carbonato de litio.
Los Azules (cobre): desarrollado por McEwen Copper en San Juan. Aunque la decisión final de inversión aún no fue tomada, el proyecto tiene activos computables por US$ 2.353 millones, de los cuales US$ 415,8 millones se desembolsarían en una primera etapa.
El 2026 marca un punto de inflexión para la competitividad del subsuelo argentino. Con el lanzamiento de los pliegos para la reestructuración integral del sistema ferroviario nacional, el Gobierno busca atacar el “talón de Aquiles” de los sectores productivos: una matriz logística donde el ferrocarril apenas moviliza el 5% de las cargas, frente a estándares globales que superan el 40%.
El fin del modelo vertical: ¿Qué es el “Open Access”?
La gran novedad para los inversores no es la privatización per se, sino el cambio de paradigma hacia el Acceso Abierto (Open Access). Este modelo desintegra la operación de la infraestructura:
Gestión de Vías: El Estado concesiona el mantenimiento de las trazas bajo régimen de obra pública.
Subasta de Activos: Locomotoras y vagones pasan a manos privadas para capitalizar la renovación de ramales estratégicos. Competencia Libre: Cualquier operador podrá correr sus trenes pagando un canon, eliminando el monopolio de las trazas.
Minería y Energía: Los sectores que “traccionan” el interés
La reconfiguración de las líneas Belgrano, San Martín y Urquiza no ha pasado desapercibida para los gigantes globales. Según fuentes del sector, el interés ya trascendió a las cerealeras tradicionales (AGD, Bunge, Cargill). Hoy, el radar está puesto en:
Minería Metalífera: Gigantes como la británica Río Tinto y capitales españoles ya sondean el nuevo esquema para viabilizar la salida de minerales hacia los puertos del Atlántico y el Pacífico.
El Corredor Vaca Muerta: Aunque la primera etapa se centra en el Belgrano Cargas, el mercado ya anticipa la segunda fase que involucra a Ferrosur Roca. La meta es conectar de forma eficiente la cuenca neuquina con la estación Contraalmirante Martín Guerrico, un movimiento vital para reducir los costos operativos del shale.
El objetivo: Eficiencia o muerte
Con una inversión proyectada de USD 3.000 millones por parte de grupos como México Transportes, el plan busca elevar la cuota ferroviaria al 20% en el corto plazo. Para las operadoras en Vaca Muerta, esto significa una reducción drástica en la dependencia del camión, menores costos de flete y, por ende, una mejora directa en el breakeven de los proyectos.
La pregunta que queda flotando en el sector es si la infraestructura de vías —muchas veces obsoleta— podrá seguirle el ritmo a la agilidad que el sector privado pretende imprimirle al material rodante. El éxito de este “Big Bang” logístico definirá si Argentina puede, finalmente, escalar su producción a niveles globales.
Neuquén continúa dando pasos firmes hacia una transición energética ordenada y con fuerte anclaje territorial en 2025, con el Ente Provincial de Energía de Neuquén (EPEN) como actor estratégico. El Gobierno provincial realizó la implementación de políticas públicas que combinan eficiencia, desarrollo productivo y sostenibilidad.
Estas tareas ayudan a Neuquén a prepararse para el futuro, cuidar los recursos y garantizar energía segura y accesible en todo el territorio. La transición energética es el proceso mediante el cual una sociedad avanza hacia un sistema energético más eficiente, diversificado y sostenible. Implica producir y usar la energía de manera más inteligente, incorporar energías renovables, promover el ahorro y la eficiencia, modernizar las redes eléctricas y reducir el impacto ambiental, sin afectar el desarrollo productivo ni la calidad de vida de las personas.
Uno de los hitos del año fue la realización del primer Congreso Neuquino de Transición Energética, desarrollado junto con la Legislatura (sede del encuentro) y la Cooperativa CALF. En ese contexto, se firmó el Acta Compromiso hacia 2030, una hoja de ruta compartida para diversificar la matriz energética, modernizar infraestructuras, promover la eficiencia energética y fortalecer la articulación institucional.
En materia de generación distribuida, el EPEN dio un paso histórico al habilitar al primer usuario-generador de la provincia, con la instalación del primer medidor bidireccional. Este avance marca el inicio de un modelo energético más descentralizado, donde los usuarios pueden generar energía renovable para autoconsumo e inyectar excedentes a la red. La generación distribuida es clave porque permite reducir pérdidas, aliviar la demanda del sistema eléctrico, promover inversiones privadas en energías limpias y democratizar el acceso a la producción de energía.
Otro eje central fue la puesta en marcha del Programa Provincial de Incentivo al Uso Racional y Eficiente de la Energía, que introduce el concepto de subsidios conscientes: una política orientada a acompañar a los sectores productivos y agroindustriales más expuestos al costo energético, promoviendo al mismo tiempo en eficiencia energética, evitando consumos innecesarios y fortaleciendo la sostenibilidad del sistema eléctrico.
Con estos avances, el EPEN cierra 2025 consolidando una gestión estratégica y proyecta para 2026 profundizar este rumbo, con más eficiencia energética, más generación distribuida y políticas públicas que acompañen el desarrollo de Neuquén con una mirada de largo plazo.
