Con un crecimiento récord del 109% en la producción de litio durante 2024, el país se consolida como actor clave de la transición energética global. Mientras el litio ya transforma la matriz exportadora, el cobre aparece como la gran promesa pendiente.
La minería argentina atraviesa un momento bisagra. En un contexto global marcado por la transición energética, la electrificación del transporte y la búsqueda de minerales críticos, el país logró en 2024 un hito histórico: la producción de litio creció un 109% interanual, alcanzando las 96.000 toneladas de carbonato de litio equivalente (LCE) y posicionando a la Argentina como el octavo productor mundial, con el 8% de la oferta global.
Este salto productivo se refleja también en el comercio exterior. El último reporte de Economía & Energía (E&E) indica que las exportaciones mineras pasaron de U$S 3.248 millones en 2019 a U$S 4.674 millones en 2024, representando el 5,9% del total exportado por el país.
Aunque el oro continúa siendo el principal generador de divisas —con U$S 3.141 millones—, el litio modificó de manera estructural la canasta minera argentina: desde 2021 compite con la plata por el segundo lugar y logró superarla en 2022 y 2023.
Litio: de promesa a motor productivo
Argentina concentra el 20% de los recursos globales de litio, una ventaja estratégica reforzada por su pertenencia al Triángulo del Litio, que integra junto a Bolivia y Chile y que reúne la mitad de los recursos mundiales de este mineral clave para las baterías de ion-litio.
En 2024, además del récord productivo, el país se ubicó como el cuarto destino mundial de inversión en exploración de litio, con U$S 127 millones, una señal clara del interés internacional. Aun así, la relación reservas/recursos es de apenas 17%, muy por debajo de Chile (85%) o Australia (79%), lo que indica que el desarrollo productivo argentino se encuentra en una fase temprana, pero con un alto potencial de crecimiento.
El escenario internacional acompaña. La demanda global de litio creció de 920.000 a 1.098.000 toneladas LCE entre 2023 y 2024, impulsada en un 86% por la industria de baterías, principalmente para vehículos eléctricos. Asia lidera el consumo, con China concentrando más de la mitad de la demanda mundial, y las proyecciones anticipan nuevas expansiones del 22% en 2025 y 16% en 2026.
Si bien una sobreoferta global desplomó los precios desde los U$S 78.200 por tonelada en enero de 2023 a U$S 10.200 en octubre de 2025, los mercados anticipan una recuperación en 2026, con valores promedio cercanos a U$S 12.500, un 33% por encima de 2025.
Cobre: el gigante dormido
Mientras el litio ya muestra resultados concretos, el cobre representa la gran asignatura pendiente de la minería argentina. El país cuenta con 116 millones de toneladas de recursos, pero aún no registra producción a escala industrial. Sin embargo, el futuro se juega en proyectos de gran envergadura como Josemaría —el más avanzado y en etapa de construcción—, Filo del Sol, Taca Taca, Los Azules, Agua Rica y El Pachón.
A nivel global, el cobre es un insumo crítico para la transición energética: China demanda el 50% del total mundial, traccionada por redes eléctricas, energías renovables y electrificación. La demanda global crece a una tasa anual del 2%, con India emergiendo como nuevo motor de consumo.
Las reservas globales alcanzaron los 980 millones de toneladas, con Sudamérica liderando: Chile concentra el 19% y Perú el 10%. Aunque Chile sigue siendo el principal productor mundial, la República Democrática del Congo se consolidó como el actor más dinámico, elevando su participación del 2% en 2010 al 13% en 2024.
Cómo se preparan Santa Cruz y las demás provincias para el futuro del segmento industrial. El RIGI y la importancia de dar previsibilidad para atraer inversiones. El desarrollo del cobre y el litio en el escenario de transición energética. El avance de Mendoza.
Santa Cruz es uno de los casos más claros de minería en etapa de madurez. El oro y la plata explican miles de puestos de trabajo directos e indirectos, red de proveedores locales y una economía regional que se desarrolló al ritmo de operaciones que hoy enfrentan límites geológicos, costos crecientes y un horizonte productivo cada vez más acotado. Sin embargo, ese universo productivo no aparece en el centro de la agenda nacional.
La discusión por las retenciones a la plata expone con nitidez el desfasaje. Mientras el oro quedó exento desde enero de 2024, la plata sigue alcanzada por derechos de exportación, aun cuando comparte los mismos costos extractivos y enfrenta mayores desafíos para sostener producción.
El gobernador Claudio Vidal fue explícito al plantear la asimetría: el esquema actual resulta injusto y termina restando recursos clave para exploración, justamente la herramienta central para extender la vida útil de los yacimientos. El planteo no apunta a aumentar la carga sobre el oro, sino a corregir una distorsión que afecta la continuidad operativa.
El caso de Mina San José, operada por Minera Santa Cruz, sintetiza el problema. Se trata de un yacimiento que ya ingresó en una etapa madura y que necesita exploración intensiva para sostener su horizonte productivo. Las retenciones sobre los concentrados y barras de plata impactan directamente sobre esa capacidad de reinversión.
No es una discusión nueva, pero sigue sin resolución, aun cuando la lógica aplicada recientemente al petróleo -alivio fiscal para yacimientos maduros- podría trasladarse sin mayores dificultades al sector minero.
Mano de obra local
A este escenario se suma otro factor clave: el empleo local y la contratación de proveedores. Frente al riesgo de cierre de minas y pérdida de puestos de trabajo, Santa Cruz endureció su marco regulatorio y avanzó con un esquema de control más estricto. La Ley 90/10, aprobada por unanimidad en la Legislatura, elevó los requisitos de contratación de mano de obra local y reforzó los mecanismos de supervisión, tanto en empleo como en proveedores. La medida responde menos a retener actividad económica, sostener empleo y evitar que la renta minera se diluya en un contexto de retracción productiva.
La tendencia al endurecimiento de las condiciones vinculadas al empleo local y a la contratación de proveedores tiende a generalizarse en las provincias mineras: si bien Santa Cruz tiene el esquema más rígido, San Juan atraviesa una etapa de debate en ese sentido, en un contexto de grandes proyectos de cobre en evaluación.
En Catamarca, Jujuy y Salta sostienen el 70/30 con registros obligatorios y Mendoza aparece como la excepción. Tras la aprobación legislativa del Informe de Impacto Ambiental del proyecto de cobre San Jorge, la provincia cuyana mantiene una postura más abierta, sin cupos ni exigencias formales, una estrategia coherente con su situación actual, marcada por la ausencia de minas en producción y la necesidad de atraer inversiones.
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En paralelo, la agenda nacional avanza en otra dirección: el RIGI y la adecuación de la Ley de Glaciares orientados a destrabar proyectos de cobre, un mineral estratégico para la transición energética y con inversiones inéditas para el país. Allí se concentran hoy las expectativas oficiales y gran parte del capital político del sector.
Proyectos de cobre en distintas etapas de avance, especialmente en el oeste y el norte argentino, aparecen como la apuesta central para el próximo ciclo minero. La narrativa oficial habla de empalme productivo, de reemplazo de la minería madura por una nueva generación de desarrollos de gran escala.
Sin embargo, ese empalme no es automático ni neutro. Entre el cierre de una mina de oro en Santa Cruz y la puesta en marcha de un proyecto de cobre en otra provincia pueden pasar varios años. En ese intervalo, el empleo no se traslada solo: migra o se pierde.
El oro se consolidó en 2025 como una de las inversiones más destacadas a nivel global, al registrar una suba del 65%, alcanzando así su mayor crecimiento anual en 46 años. Además, el oro finalizó el año pasado con una cotización cercana a los máximos históricos.
Durante el segundo semestre de 2025 la producción de oro en Argentina recibió dos buenas noticias: el reinicio de Casposo y Hualilán, dos proyectos medianos que volvieron a producir en San Juan. Las dos minas tienen en común que no son nuevas, estuvieron en actividad antes, pero también que son de una escala menor a gigantes como Veladero o los yacimientos de cobre. Además, cuentan con un inversor nacional: Eduardo Elsztain, el dueño de IRSA, inyectó fondos en ambos.
Los proyectos requieren de inversiones para su puesta en marcha que son modestas en comparación con sus pares metalíferos. La inversión total calculada de Hualilán era de u$s375 millones, mientras el rango de los proyectos de cobre actuales en el país van de u$s560 millones en el caso de PSJ al anuncio del RIGI de El Pachón que costará más de u$s9.500 millones.
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Al igual que pasó con Elztain, en esta franja es posible que haya más capitales nacionales sumándose al sector minero. Roberto Cacciola, presidente de la Cámara Argentina de Empresas Mineras (CAEM), explicó que en esta escala hay oportunidades gracias al volumen de dinero, pero también a que tienen un mayor entendimiento del marco local, el manejo ejecutivo y el control de costos permite ser más efectivos y hay más oportunidades de crecimiento viable.
Pero la realidad es que hoy en el país no existen una gran cantidad de yacimientos estudiados que tengan estas características. La exploración en los últimos años se concentró en los grandes depósitos, que son oportunidades para los grandes inversores multinacionales.
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La desinversión en esta etapa crucial de la minería le costó al país la posibilidad de desarrollar minas de menor escala donde los capitales locales tuvieran más oportunidades de entrar. Con el actual escenario de impulso minero y los precios internacionales, sobre todo del oro, vuelve a presentarse una oportunidad para los proyectos medianos y para el nacimiento de las junior mineras argentinas.
Casposo y Hualilán, dos ejemplos de oportunidades
Si bien la exploración de pequeños proyectos viene de varios años malos, las dos minas de oro son las excepciones que retomarán la actividad en el corto plazo. Aunque sus historias son distintas, tienen en común que ya eran conocidos.
Hualilán es un histórico de la minería argentina, el proyecto empezó a producir a finales del 1800 y se interrumpió varias veces, para cerrar en la década del ‘80. Tras varios intentos de exploración, en la actualidad es la empresa australiana Challenger Gold la que está en camino a volver a ponerla en producción, calculan que para 2026.
El yacimiento tiene varias ventajas, pero la principal es que se encuentra a 120 kilómetros de la capital sanjuanina, está en el departamento Ullum, y no se ubica a gran altura, sino sobre la precordillera. Eso hace que sea de fácil acceso y no requiere de una gran inversión para su puesta en marcha, ya que tiene acceso a rutas e infraestructura eléctrica cercana.
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Casposo empezó a producir en 2011, está en Calingasta, pero también se puede acceder con facilidad desde este departamento cordillerano. En 2018 dejó de extraer oro y el trabajo se paralizó en 2019, ya que el mineral que era rentable de extraer se terminó.
Si bien la empresa Austral Gold, también australiana, mantuvo tareas de exploración y mantenimiento, el impás previsto por pocos años se extendió hasta 2025. Fue en octubre pasado que la extracción de oro volvió a empezar, tras un acuerdo con Hualilán, que usará sus instalaciones para procesar mineral y también con precios del metal históricamente altos.
En ambos casos hubo una participación clave de un inversor argentino: El dueño de IRSA que viene del sector inmobiliario, pero entre finales de 2024 y principios del 2025 decidió apostar por la industria minera.
Invirtió primero en Hualilán, con lo que terminó convirtiéndose en el dueño del 12,7% de las acciones de la minera. Tras esto adquirió parte del valor de Casposo y fue clave en el acuerdo para que el mineral del primer yacimiento se trate en el segundo, que al haber estado produciendo hasta hace menos de una década, tenía equipamiento preparado. También sumó capital a un emprendimiento en Chile.
Los jugadores de la industria minera
En diálogo con iProfesional, Cacciola explicó que el escenario en la industria está dividido según el tamaño de capitales que la integran y los productos que se extraen. “La mayor parte de la producción minera metalífera argentina está en manos de capitales extranjeros”, detalló.
En Santa Cruz, la provincia con más minas de oro y plata, “de seis empresas que operan, casi todas son de capital extranjero, la única excepción es Patagonia Gold, que tiene una producción muy baja, representa 10.000 onzas de un total de 700.000 a 800.000 totales”. Lo mismo sucede en San Juan, donde las tres minas produciendo, Veladero, Gualcamayo y Casposo, estas dos de mucha menor escala, son de otros países.
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En el litio, agregó el empresario, “todas las empresas que están actualmente en producción son de capitales extranjeros, incluyendo Francia, China, Australia y Reino Unido”. En el cobre sucede lo mismo. Si bien no hay minas en producción, excepto una mina de Jujuy de muy pequeña escala, son todos de otros países.
Donde sí hay empresas nacionales es en los minerales industriales, donde la mayoría son capitales argentinos. Las principales provincias productoras son Buenos Aires, Córdoba y San Juan. También se trata de proyectos más baratos de iniciar, pero que a la vez tienen menos ganancias.
En esto, dijo, hay una marcada diferencia entre el sector de petróleo y gas y la minería, ya que en el primero hay más empresas nacionales. En el sector minero de mayor escala hay empresas nacionales que son “intermediarios entre accionistas foráneos y gobiernos provinciales, lo que exige una gestión culturalmente sensible para evitar conflictos”, dijo.
Inversores locales, clave para el futuro minero
Para Cacciola, que aparezcan más inversores nacionales es clave para el futuro. Explicó que es necesario “fomentar la exploración y desarrollo de proyectos de escala más pequeña para permitir la participación y el crecimiento de inversores y empresas argentinas en el sector”.
Según dijo, este diálogo entre los capitales locales, las provincias, las comunidades y la sociedad puede ser un diferencial para “un entendimiento del marco local más cercano, algo que le cuesta a las corporaciones extranjeras”.
Además, con proyectos más pequeños el control de costos es más fácil y para un inversor argentino puede ser más accesible, porque no tienen que lidiar con las grandes estructuras de las corporaciones. Pero en particular, es una oportunidad para un crecimiento viable del sector.
La falta de exploraciones frenó este crecimiento porque “tuvimos muchos años de decepción que frenan el proceso lógico de la minería, que es la aparición de juniors, que eventualmente hacen los trabajos iniciales de exploración y van proliferando y descubriendo proyectos que son aplicables a una inversión local”.
El año 2025 cerró con 23.896 etapas, un 34% por encima del 2024. YPF lideró la actividad y concentró el mayor número de etapas.
La actividad no convencional en Vaca Muerta cerró 2025 con un récord de actividad desde el inicio del desarrollo shale, con casi 24.000 etapas de fractura realizadas a lo largo del año. De este modo, la formación quedó a apenas 1.500 etapas de alcanzar las 100.000 fracturas acumuladas desde 2016, un hito que consolida a la cuenca neuquina como el principal motor de la producción de hidrocarburos del país
Ssegún datos elaborados Luciano Fucello, country manager de NCS Multistage, en diciembre se registraron 1.791 etapas de fractura, apenas por debajo de noviembre, cuando se anotaron 1.822. Así, el año 2025 cerró con 23.896 etapas, un 34% por encima del 2024, que finalizó con 17.814. Y en el acumulado registrado desde 2016 las etapas sumaron 98.423.
El volumen alcanzado en 2025 ratifica la fuerte aceleración de la actividad registrada en los últimos años, especialmente desde 2021 en adelante, cuando la curva de fracturas comenzó a mostrar un crecimiento sostenido. Según datos oficiales, con este nivel de actividad (convencional más shale) se llegó 857,7 mil barriles diarios de petróleo y 122,3 millones de m³ de gas por día. Pero también se logró un superávit récord de la balanza comercial energética, que este año se acerca a los u$s7.000 millones.
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Con este desempeño, Vaca Muerta no solo superó los niveles previos a la pandemia, sino que se afirmó en un sendero de desarrollo continuo, impulsado por mejoras operativas, mayor eficiencia en los diseños de completación y un rol cada vez más protagónico de los grandes operadores.
En la estadística anual se remarcó que el petróleo se quedó con 82,8% de las etapas no convencionales, mientras que para el gas fueron 17,2%.
YPF lideró la actividad y concentró el mayor número de etapas
En el ranking por empresas operadoras, YPF volvió a encabezar la actividad, consolidando su liderazgo en el shale argentino. Solo en diciembre de 2025, la compañía ejecutó 778 etapas de fractura, el registro mensual más alto del año y uno de los mayores valores históricos para una operadora en la formación.
Detrás de YPF se ubicaron otras compañías con fuerte presencia en Vaca Muerta, que sostuvieron un nivel elevado de actividad a lo largo del año, aunque a mayor distancia del liderazgo de la petrolera de mayoría estatal. El desempeño de diciembre reflejó además la capacidad del sector para mantener ritmos elevados de trabajo incluso en el cierre del año, anticipando un arrastre significativo hacia 2026.
El ranking mensual del último mes del año lo completa: Vista, con 260; Tecpetrol, con 201; Pampa Energía, con 158; Chevrón y Pluspetrol, con 124 cada una; Phoenix; con 87; y Pan American Energy (PAE), con 59.
Las empresas de servicios, con alta concentración operativa
El análisis por empresas de servicios de fractura muestra también un alto grado de concentración. SBL (Schlumberger) lideró el ranking mensual de diciembre con 731 etapas, posicionándose como la compañía de servicios con mayor participación en las operaciones de completación.
Otras empresas de servicios completaron el ranking con participaciones relevantes, aunque nuevamente con una clara distancia respecto del primer puesto, lo que evidencia la competitividad, pero también la concentración, del mercado de fractura en Vaca Muerta. En diciembre Halliburton anotó 598; Tenaris, unas 288; Calfrac, 59 y SPI, unas 115.
Otro dato clave del balance 2025 es la composición de las etapas de fractura según el tipo de hidrocarburo. A lo largo del año, el shale oil concentró la mayor proporción de las fracturas, mientras que el shale gas mantuvo una participación menor pero estable, alineada con la estrategia de priorizar proyectos orientados a la exportación de crudo y a la generación de divisas.
Esta distribución confirma que el desarrollo de Vaca Muerta sigue siendo traccionado principalmente por el petróleo no convencional, aunque el gas continúa jugando un rol estratégico, especialmente de cara al abastecimiento interno y a los proyectos de exportación vía infraestructura existente y futura.
A través de obras de gas natural y GLP ejecutadas por Hidenesa, el Gobierno provincial consolidó una política energética que mejora la calidad de vida, acompaña el desarrollo productivo y fortalece el arraigo en comunidades donde no operan distribuidores privados.
El Gobierno de la Provincia del Neuquén avanzó durante el último período en una serie de obras estratégicas que consolidan el acceso al gas en el interior provincial y refuerzan una política pública orientada a la equidad territorial. A través de la empresa Hidrocarburos del Neuquén S.A. (Hidenesa), se garantizó la prestación de gas natural y gas licuado de petróleo (GLP) en más de 20 localidades donde no existen condiciones económicas para la operación de distribuidores regionales.
“Hidenesa ha tenido un rol clave para garantizar el acceso a la energía, acompañando el desarrollo productivo y social, fortaleciendo el arraigo de las comunidades y contribuyendo a desalentar los procesos de migración interna”, destacó el presidente de la empresa, Raúl Tojo.
Entre las obras más relevantes se encuentra el Ramal Zona Norte, un proyecto integral de suministro de gas natural que ya beneficia a más de 1.450 habitantes de la región del Alto Neuquén. La primera etapa se encuentra finalizada y permitió la llegada del servicio a localidades como Los Guañacos, Bella Vista, Los Carrizos, Paraje Lileo, Cayanta, Los Miches, Las Ovejas y la comunidad Antiñir Pilquiñan, donde se ejecutaron más de 11.000 metros de red.
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Además, el proyecto incorporó instituciones educativas y parajes rurales, entre ellos la Escuela N° 297, Los Chacayes, Tierras Blancas, Camalón, Manzano Amargo, Pichi Neuquén y Varvarco. La finalización total del ramal está prevista para fin de año, con la expectativa de sumar nuevos usuarios y ampliar la cobertura en distintas localidades.
En paralelo, Hidenesa sostuvo un trabajo articulado con los municipios para la extensión de redes de gas, una modalidad que permitió optimizar recursos y reducir costos. Como resultado, durante el último año se incorporaron 250 nuevos usuarios y se construyeron 8.800 metros lineales de red en localidades como Andacollo, Buta Ranquil, Villa Pehuenia, Bajada del Agrio, Taquimilán, Loncopué, Huinganco y Varvarco.
La empresa también garantizó de manera sostenida el transporte y la distribución de garrafas sociales, en coordinación con el Ministerio de Energía, asegurando el acceso al GLP en zonas que aún no cuentan con redes de gas natural. “El acceso al gas en el interior se consolidó como una política central de esta gestión, porque garantiza equidad territorial y permite que las familias puedan desarrollarse en sus lugares de origen”, subrayó Tojo.
La estatal brasileña Petrobras comenzó a operar la plataforma P-78 en el campo de Buzios, con una capacidad de hasta 180.000 barriles diarios de petróleo.
La petrolera brasileña Petrobras puso en funcionamiento una nueva plataforma de explotación marítima en el campo de Buzios, el mayor yacimiento de hidrocarburos del país. La unidad comenzó a operar el miércoles pasado en aguas profundas del océano Atlántico, a unos 180 kilómetros de la costa de Río de Janeiro.
Se trata de la plataforma P-78, la séptima en operación en este campo estratégico para Brasil. La estructura cuenta con una capacidad de producción diaria de hasta 180.000 barriles de petróleo y 7,2 millones de metros cúbicos de gas natural, según informó la compañía estatal en un comunicado oficial.
Con la incorporación de esta nueva unidad, el campo de Buzios eleva de manera significativa su capacidad productiva. En octubre, el yacimiento había alcanzado un récord de un millón de barriles de petróleo por día, y ahora avanza hacia un nivel de explotación aún mayor.
Más producción y una meta clave para 2026
Gracias a la entrada en operación de la P-78, la capacidad de producción de Buzios asciende a 1,3 millones de barriles diarios. De acuerdo con las proyecciones de Petrobras, este volumen llegará a 1,5 millones de barriles en el primer trimestre de 2026, cuando comience a operar la plataforma P-79.
Este nivel de producción equivale a cerca de la mitad del total actual de Petrobras, que en octubre registró un récord de 3,27 millones de barriles diarios de petróleo y gas natural equivalente. Ese volumen representa aproximadamente el 62 % de toda la producción brasileña de hidrocarburos.
En ese contexto, la presidenta de la compañía, Magda Chambriard, destacó el impacto de la nueva plataforma y afirmó: “Con los primeros barriles de la P-78 iniciamos el año avanzando en nuestra principal meta para 2026, que es aumentar la producción hasta 2,5 millones de barriles de petróleo por día (sin contar el gas natural)”.
El campo de Buzios y el potencial del presal
La plataforma P-78 tiene 345 metros de extensión y 180 metros de altura. Fue construida en Singapur y arribó a Brasil en octubre pasado. Actualmente opera conectada a 13 pozos, de los cuales seis son productores y siete inyectores.
La Policía Ambiental Minera (PAM) ordenó la clausura de una mina de tercera categoría ubicada en El Carrizal, en el departamento de Luján de Cuyo, como resultado de un procedimiento de fiscalización que determinó incumplimientos de la normativa.
Durante la inspección, se constató que el emprendimiento no cumplía con los estándares de seguridad exigidos por la legislación, enmarcada en el Código de Procedimiento Minero. Asimismo, se verificó que el responsable de la explotación no había dado cumplimiento a las órdenes previamente impartidas por la Autoridad Minera, situación que agravó el nivel de riesgo detectado en el lugar.
“Estas irregularidades motivaron la adopción de la medida de clausura preventiva, con el objetivo de evitar potenciales daños a las personas que pudieran acceder al área y prevenir impactos negativos sobre el ambiente”, señaló el jefe de la PAM, Guillermo Bickham.
Estas inspecciones, que se han realizado de forma diaria durante todo el año, tienen como objetivo garantizar el seguimiento y control de la actividad minera, el ordenamiento del sector, el respeto por la normativa ambiental y la seguridad de las personas como condiciones indispensables para el desarrollo de una minería responsable en la provincia.
Se recuerda que los inspectores de la Policía Ambiental Minera, debidamente identificados con uniforme y acreditación, tienen libre acceso a todas las instalaciones mineras para supervisar el cumplimiento de las normativas ambientales, de seguridad e higiene.
Las sanciones aplicables incluyen apercibimientos, multas, suspensiones, inhabilitaciones o clausuras, con lo que se busca generar un efecto disuasivo ante incumplimientos.
Con estos controles, Mendoza reafirma su compromiso con una minería sostenible, transparente y alineada con los estándares nacionales e internacionales de calidad y protección ambiental.
El Gobierno estableció a partir de este viernes un nuevo esquema de subsidios para el cobro de las facturas de los servicios de electricidad y gas, tanto para los usuarios residenciales, como así también para los consumidores de garrafas. La mayor novedad es que ya no habrá segmentación por niveles de ingreso.
Según las estimaciones de la consultora Economía y Energía (EyE), los más perjudicados por el cambio de esquema de subsidios serán aquellos usuarios de menores ingresos porque padecerán la mayor parte del aumento tarifario. Se estima que tendrá un incremento de un 20% para la factura de luz y un 23% para el gas. Esta suba en los precios de los servicios variará en función de la época del año, ya que las bonificaciones serán diferentes por los períodos de mayor consumo.
En 2025, la Secretaría de Energía continuó avanzando en un gestión orientada en ordenar los subsidios a la energía, quitar trabas burocráticas a los diferentes sectores y potenciar la producción de hidrocarburos, con Vaca Muerta como motor de desarrollo. pic.twitter.com/mPH3dP67ME
La mayor novedad del nuevo esquema de subsidios para los servicios de luz y gas será que se elimina la segmentación de ingresos bajos, medios y altos. Ahora, el nuevo umbral para acceder al beneficio es contar con ingresos mensuales iguales o menores a tres canastas básicas totales (CBT), lo que significan $3.77 millones. Además, las autoridades nacionales cruzarán datos patrimoniales y de consumos para determinar si un hogar recibe o no el subsidio.
Según la Secretaría de Energía, con el nuevo esquema, en los meses de mayor demanda eléctrica, el 35% de los usuarios pagará una factura promedio menor a $22.000; el 66%, menos de $44.000, y el 81%, por debajo de $67.000. En el caso del gas, durante el invierno, el 56% pagará menos de $14.000; el 75%, menos de $56.000, y el 83%, menos de $73.000.
En cuanto a los consumidores de garrafas, al nuevo régimen se incorporarán unos 3,36 millones de usuarios al Programa Hogar y recibirán una bonificación mensual equivalente al valor total de una garrafa de diez kilos, que vale $21 mil, en invierno y al 50% de su precio por mes durante el resto del año. Desde enero deberán inscribirse en el sitio oficial de la Secretaría de Energía.
Cómo serán los subsidios a la electricidad
A partir del nuevo esquema impuesto por el Gobierno, los hogares que logren calificar para recibir el subsidio tendrán un 50% de descuento sobre un consumo base de 300 kWh por mes tanto en verano, como en invierno, y de 150 kwH para las temporadas de otoño y primavera. En caso que el consumo sea mayor, se tendrá que pagar el excedente sin el beneficio.
Además, durante este 2026 habrá una bonificación adicional del 25% en enero que disminuirá paulatinamente cada mes unos dos puntos porcentuales hasta llegar a cero durante el mes de diciembre de este año. De esta manera, la luz tendrá un subsidio total del 75% en la primera factura, 73% en febrero, 71% en marzo y así sucesivamente durante todo el año.
Cómo serán los subsidios al gas
En cuanto al gas, el subsidio del 50% sobre un bloque de consumo determinado que varía dependiendo de la zona geográfica del país, tan solo se aplicará entre abril y septiembre. Esto significa una modificación importante porque previamente se aplicaba durante todo el año.
De la misma manera que en la electricidad, habrá una bonificación adicional del 25% en enero que también se reducirá dos puntos por cada mes, hasta desaparecer en diciembre de 2026.
El jefe de la Casa Blanca, Donald Trump, confirmó el sábado que planea tomar el control de las enormes reservas de petróleo de Venezuela, su principal riqueza natural, y consideró que el negocio petrolero en el país Sudamericano ha sido un “fracaso total” durante mucho tiempo, con énfasis en los bajos niveles de extracción.
“Vamos a hacer que nuestras grandes compañías petroleras estadounidenses, las más grandes del mundo, entren, inviertan miles de millones de dólares, reparen la infraestructura petrolera”, afirmó el mandatario Donald Trump en la conferencia sobre la captura del presidente de Venezuela, Nicolás Maduro.
“Vamos a EMBARGAR EL PETRÓLEO VENEZOLANO. Y que el resto entienda, LO QUE LE PASO A VENEZUELA LE PUEDE PASAR A ELLOS.”
Después de declararse gobernante de Venezuela. Trump admite que se va a quedar con el petróleo venezolano y AMENAZA AL RESTO DE LATAM con hacerle lo mismo. pic.twitter.com/i9BQe1BQEv
En tanto, ante los periodistas a bordo del Air Force One, Trump declaró: “Lo que necesitamos (de Delcy Rodríguez) es acceso total. Acceso total al petróleo y a otras cosas en el país que nos permitan reconstruirlo”.
Por su parte, el secretario de Estado de EE.UU., Marco Rubio, había dicho más temprano a la cadena ABC: “Hay sentencias judiciales que nos permiten quedarnos con los buques petroleros de Venezuela, en unas semanas van a tener que bombear más petróleo, tenemos sentencias para quedarnos con cada uno de los petroleros hasta que quien tiene el poder haga los cambios para que beneficie a EE.UU.”.
La producción de petróleo en Venezuela
La falta de inversiones en Venezuela afecta la explotación, en una recurrente maldición latinoamericana que se maximiza en este país. El nivel de infraestructura, en algunas partes sin mantenimiento y en otras directamente inexistente, está lejos de aprovechar el potencial de sus yacimientos y minas.
La inversión privada retrocedió a partir de la nacionalización de empresas durante la presidencia de Hugo Chávez, y cayó a mínimos desde que Trump implementó algunas sanciones en 2017 y las reforzó con medidas sectoriales en 2019, con la excepción de algunas licencias. Ante este escenario, un plan como el sugerido por Trump marcaría un giro radical para la economía del país.
Venezuela lidera a todos los países con 303.000 millones de barriles de reservas probadas de petróleo crudo, superando a Arabia Saudita y representando casi el 20 % de las reservas globales en 2023.
El país superó en septiembre el millón de barriles por día, el nivel más alto en más de cinco años, según reportó Reuters con base en documentos de la estatal PDVSA. Sin embargo, continúa lejos de la producción de 2,5 millones que rondó desde inicios de siglo hasta 2014.
La mayor parte de las exportaciones de crudo de Venezuela se dirige a China, pero Estados Unidos sigue siendo el segundo mayor comprador del país.
Nicolás Maduro se encuentra detenido en el Centro de Detención Metropolitano de Brooklyn, una prisión federal de alta seguridad, y comparecerá este lunes ante un tribunal federal de Nueva York en la que será su primera audiencia en Estados Unidos.
El precio del petróleo opera estable luego de la incursión de Estados Unidos en Venezuela para detener a Nicolás Maduro, la cual, tal como adelantó Donald Trump, tiene como objetivo recuperar el manejo de las empresas petroleras americanas.
El crudo Brent sube 0,57% y cotiza a US$61,32 el barril, revirtiendo una baja inicial. Por su parte, el WTI avanza 0,58% a US$57.90, según distintos reportes internacionales.
Los analistas especulaban con fuertes oscilaciones en el mercado este lunes ante la incertidumbre sobre cómo será el abastecimiento de crudo en las próximas semanas. Una mayor inyección en el mercado podría generar una baja de precios.
Esta situación es seguida de cerca las empresas que operan en Vaca Muerta porque una baja en el precio puede afectar la rentabilidad de las compañías y en especial de YPF.
La cantidad de fracturas es un indicador de la actividad no convencional.
La industria de los hidrocarburos no convencionales en la Argentina consolidó un crecimiento durante 2025. Según el último relevamiento de NCS Multistage, diciembre registró un total de 1.791 etapas de fractura, cerrando un balance anual acumulado de 23.896 etapas. Esta cifra representa un salto del 34% respecto al año anterior, reflejando la aceleración en los niveles de completación de pozos.
Durante el último mes del año, YPF mantuvo su posición como el actor principal en la cuenca. La compañía ejecutó 778 punciones, concentrando el 43% del total de las operaciones. En el ranking de operadoras, le siguieron Vista Energy, con 260 etapas (15%), y Tecpetrol, que alcanzó las 201 operaciones (11%), de acuerdo al relevamiento realizado por Luciano Fucello, CEO de NCSMultistage.
En la visión anual, la concentración de mercado indica que YPF representó el 52% de la actividad total del 2025, y detrás de ella Vista se posicionó como el segundo actor de peso con 2.655 etapas, seguida en una competencia muy cerrada por Pampa Energía (1.591), Pluspetrol (1.584) y Tecpetrol (1.414).
Estos números reflejan no solo la capacidad de ejecución de las grandes operadoras, sino también la consolidación de un ecosistema de empresas que, pese a la brecha, sostienen un ritmo de actividad de cuatro dígitos anuales para garantizar el flujo de producción en la Cuenca Neuquina.
La actividad volcada a la eficiencia
La orientación de la producción se volcó masivamente al petróleo (83%), frente al 13% destinado a objetivos de gas, y en el segmento de servicios especiales, Schlumberger (SLB) y Halliburton lideraron la provisión de fractura con un 38% y 37% de participación, respectivamente.
Uno de los datos técnicos más relevantes del informe es la relación entre equipos de perforación (rigs) y sets de fractura. Con 37 equipos activos frente a 13 sets, el ratio se sitúa en 2.8, una métrica idéntica a la de los Estados Unidos. Este indicador sugiere un equilibrio operativo que permite estabilizar el inventario de pozos perforados no completados (DUCs), con una tendencia a la baja.
Para el próximo año, las proyecciones indican un nuevo techo de 28.000 etapas de fractura, lo que representará un incremento esperado superior al 22%. Este incremento de actividad encontrará su motor principal en el desarrollo del Hub Norte. Empresas como Pluspetrol, Tecpetrol e YPF ya planifican una mayor intensidad operativa en dicha zona, lo que garantiza la continuidad de la curva de aprendizaje y la expansión de la infraestructura en la Cuenca Neuquina.
Esas estimaciones para 2026 reafirman la posición dominante de YPF en la cuenca, que prevé realizar casi la mitad de las operaciones totales con 13.600 etapas de fractura. Esta cifra establece una distancia considerable con el resto de la industria y subraya el rol de la petrolera como el principal impulsor de la curva de fracturas en la zona.
La proyección de al menos 28.000 fracturas para 2026 no solo establece un nuevo techo operativo, sino que subraya la necesidad de que la infraestructura y la cadena de valor de servicios acompañen este ritmo de crecimiento sostenido para que la Argentina capitalice el potencial de su shale.
Se trata de un equipo diseñado especialmente para soportar uso intensivo en yacimientos como Vaca Muerta y otros.
La industria argentina del petróleo y el gas continúa sumando desarrollos propios orientados a mejorar la eficiencia y la seguridad en campo. En este contexto, ABAC SRL, fabricante nacional de soluciones de control de fluidos y equipamiento para alta presión, presentó su nuevo SkidBanco de Prueba 30.000 psi. Se trata de un equipo diseñado especialmente para soportar uso intensivo en yacimientos como Vaca Muerta y otros.
“El lanzamiento se inserta en una tendencia creciente de modernización tecnológica en la industria, donde los operadores priorizan equipos más robustos y eficientes, la misma tendencia que se observa en la incorporación de rigs de última generación en Neuquén. Este tipo de avances refuerza la competitividad de la cadena local de proveedores, alineada con el impulso que la industria argentina viene realizando hacia la innovación tecnológica aplicable a campo”, aseguraron Eduardo Cambiasso, gerente de Ingeniería; y Fernando Hernández, coordinador de Ingeniería de Producto de ABAC a EconoJournal.
El nuevo equipo para las operaciones de Oil&Gas
El nuevo modelo desarrollado por ABAC presenta una estructura tipo banco abierto con tanque rotomoldeado de 500 litros. Esto permite operar con gran autonomía y adaptarse a maniobras frecuentes en entornos de pozo.
“El equipo ha sido concebido específicamente para escenarios donde la resistencia, la facilidad de acceso a componentes, la movilidad y el mantenimiento simplificado resultan determinantes”, precisaron Cambiasso y Hernández.
Atributos del nuevo banco de prueba hidráulico
Presión máxima de salida: 30.000 psi (2.068 bar).
Relación de presión de bomba: 1:265, adecuada para ensayos de integridad de alta exigencia.
Dimensiones: 1360 x 1400 x 1050 mm.
Peso con tanque vacío: 320 kg.
Construcción en acero laminado en caliente (perfiles IPN y UPN), con pintura epoxi grado industrial para máxima durabilidad.
La estructura responde a una demanda creciente del sector por equipos más accesibles, resistentes y de rápida intervención, un concepto que también se observa en nuevas tecnologías en Vaca Muerta.
Prestaciones hidráulicas y operativas optimizadas
“El diseño incorpora bombas neumáticas de alta y baja presión alimentadas exclusivamente por aire comprimido, eliminando la necesidad de energía eléctrica y aumentando la seguridad en locaciones petroleras”, indicaron Cambiasso y Hernández.
Los caudales operativos permiten llenado rápido y escalamiento progresivo hacia alta presión, un aspecto clave para minimizar tiempos muertos en pruebas repetitivas:
12 L/min a 1 bar
7 L/min a 50 bar
0,7 L/min a 500 bar
0,4 L/min a 1500 bar
El sistema requiere aire comprimido con una presión máxima de 145 psi (10 bar), con consumos de:
Bomba de baja presión: 1.600 NL/min
Bomba de alta presión: 1.500 NL/min
Las conexiones incluidas están estandarizadas para operación intensiva:
Entrada de agua: 3/4″ NPT H
Entrada de aire: 1/2″ NPT H
Salida principal: 9/16” AU H
Despresurización: 1/4” AU H
El diseño incorpora bombas neumáticas de alta y baja presión alimentadas exclusivamente por aire comprimido
Mayor robustez, accesibilidad y mantenimiento simplificado
“El enfoque de diseño fue claro: un equipo pensado para uso intensivo en servicio, donde la confiabilidad mecánica y la facilidad de mantenimiento resultan tan importantes como la capacidad de presión”, remarcaron el gerente de Ingeniería y el coordinador de Ingeniería de Producto de ABAC
Por eso, el skid ofrece:
Acceso directo a los componentes hidráulicos.
Visualización clara del circuito y accesorios.
Inspección rápida y reducción del tiempo de parada por mantenimiento.
Resistencia estructural al traslado dentro de locaciones petroleras.
Este tipo de mejoras en diseño y operación coincide con la tendencia sectorial hacia soluciones cada vez más seguras, eficientes y preparadas para entornos hostiles, similar a los avances que están transformando la operación en yacimientos a partir de nuevas tecnologías, automatización y control digital, según marcaron desde la empresa.
A diferencia de bancos cerrados, la configuración abierta con tanque integrado facilita la inspección periódica, el acceso directo a componentes hidráulicos y la rápida detección de fugas o comportamientos anómalos, algo especialmente valorado en operación intensiva de empresas de servicio y operadores con flotas distribuidas en distintas locaciones de campo.
Además, la estructura está diseñada para soportar manipulación frecuente, vibraciones y traslados cortos dentro de instalaciones petroleras, manteniendo la estabilidad mecánica y la seguridad operativa.
Aporte estratégico a la cadena de valor nacional
“El Skid Banco de Prueba 30.000 psi representa un avance significativo para el ecosistema tecnológico argentino del petróleo, no solo amplía la oferta de ABAC como proveedor nacional de equipos de alta presión, sino que también contribuye a fortalecer la disponibilidad local de tecnología crítica”, plantearon Cambiasso y Hernández.
En un sector en el que la eficiencia operativa se ha vuelto un pilar, la fabricación nacional de equipos robustos reduce tiempos logísticos, facilita el soporte técnico y disminuye costos para operadoras y empresas de servicio.
La industria argentina como señalan referentes del sector continúa avanzando hacia un ecosistema más innovador y tecnológicamente competitivo, donde el desarrollo local juega un rol clave para sostener la expansión de Vaca Muerta.
“En línea con los desarrollos tecnológicos que empresas argentinas han impulsado para mejorar eficiencia, seguridad y flexibilidad en operaciones. ABAC se suma con un producto diseñado integralmente en el país y apto para los desafíos actuales de Vaca Muerta y otras cuencas”, sostuvieron desde la compañía.
El diseño
“El nuevo Skid Banco de Prueba 30.000 psi de ABAC SRL se posiciona como una herramienta estratégica para empresas de servicios, talleres especializados y operadoras que requieren capacidad de ensayo confiable, rápida y segura en condiciones exigentes. Su diseño abierto, su tanque integrado, su capacidad de presión extrema y su ingeniería centrada en el mantenimiento y la operación intensiva, el equipo refuerza la presencia de tecnología nacional de alto nivel en el sector Oil & Gas”, concluyeron desde ABAC.
PAE continuará como socio mayoritario y operador en todos los bloques.
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.
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.
Continental es pionera en el desarrollo de recursos no convencionales en Estados Unidos y aporta ese know how.
“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.
Por su parte, Continental Resources es el mayor productor privado de petróleo y gas natural del mundo. Con sede en Oklahoma City, Oklahoma, 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, Texas.
La promo estará vigente desde el lunes 5 de enero hasta el jueves 5 de marzo
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Todos los clientes que adquieran esos productos en toda la red de estaciones de servicio, pueden ser los ganadores enviando la foto de su ticket de compra por WhatsApp al número +54 9 11 7603 9779. Una vez realizado el envío, participarán automáticamente en el sorteo de las 10 motos Honda Navi.
La resolución definitiva del programa FEDER introduce ajustes significativos respecto a la propuesta anterior: se reduce el número de proyectos adjudicados de 133 a 126, el volumen total de ayudas se ajusta a 818 millones de euros, la capacidad adjudicada final se sitúa en 9,4 GWh, y se modifica el reparto territorial entre adjudicatarios y comunidades autónomas.
Entre las bajas más relevantes figura la renuncia de Aquila Capital Energy a seis proyectos que sumaban en total 170 MWh: cuatro de ellos en Cataluña (Bellissens 2, 3, 4 y 5, de 17,91 MWh cada uno), y dos en Castilla-La Mancha (BESS Manztierra 1, de 31 MWh, y El Cuco BESS, de 66,8 MWh).
También se eliminaron del listado final varios proyectos de almacenamiento hibridado, como Cillamayor (190 MWh) de la empresa Solaer en Castilla y León, Valdezorita (8,8 MWh) de AboWind en Castilla-La Mancha, Llanos de Aldea I (16 MWh) en Canarias, así como La Rubia (15,12 MWh) de la empresa R.Power Renewables y Guadarrama (80 MWh) de Moeve (compañía de Cepsa) en la Comunidad de Madrid. Asimismo, se descartó el proyecto La Farga, un sistema stand-alone de 296 MWh en Cataluña.
Por otro lado, se retiraron tres proyectos de almacenamiento térmico tipo power-to-heat de Iberdrola, enfocados en autoconsumo industrial: uno de 60 MWh en Andalucía (sector de bebidas), otro de 30 MWh en la Comunidad Valenciana (sector cerámico) y un tercero de 100 MWh en Galicia (sector conservero).
En contrapartida, se reconfigura el mapa regional ya que se incorporaron nuevos proyectos stand-alone en Cataluña como Coll de Moro de EDP, Torre Madrina de la compañía portuguesa Finerge y Mateu de RWE Renewables, cada uno de 28 MWh, junto con Penedés y Castellet, ambos de 19,9 MWh de la empresa con nombre fantasía Renew Green Energy pertenecientes al grupo Oside Investments.
También se sumaron dos proyectos hibridados: Trevago I de Our New Energy, de 120 MWh, en Castilla y León, y Cáceres 2023, de Alter Enersun por 46 MWh, en Extremadura.
Los 9,4 GWh de almacenamiento finalmente adjudicados se distribuirán en 126 proyectos de distintas tecnologías. Tal como informó Energía Estratégica, el liderazgo en volumen adjudicado queda en manos de tres operadores que concentran más del 50% de toda la capacidad: Iberdrola, con 2333,7 MWh en 12 proyectos; Atlantica Sustainable Infrastructure Ltd, con más de 1500 MWh en 8 propuestas; y Rolwind Renovables, con solo 2 proyectos pero de gran escala que totalizan 1225 MWh.
En el grupo de adjudicatarios secundarios aparece Naturgy, con siete proyectos que suman 359,3 MWh, desplegados principalmente en Canarias y Murcia. BenBros, por su parte, se adjudica un único proyecto de 225,7 MWh en Galicia. También figuran Ecoener, con cerca de 32 MWh repartidos en proyectos en las islas; y firmas como Sermatec Energy, Viridi RE Group, Celso Solar, Abengoa, CTG Europe, Ignis, Helios y Dcoop, que accedieron a ayudas en iniciativas puntuales.
Distribución territorial del presupuesto: ajustes clave en el mapa regional de adjudicaciones
Del total de 818,3 millones de euros adjudicados por el IDAE en la convocatoria definitiva del programa FEDER, la comunidad más beneficiada fue Andalucía, con 354,5 millones de euros, concentrando más del 43% del presupuesto total. Se mantiene como la región con mayor número de proyectos y volumen acumulado, aunque registra un recorte de 20 millones de euros respecto al listado anterior. Le siguen Galicia, con 97,2 millones € y Castilla-La Mancha con 98 M€.
La única región que ve aumentado su presupuesto en esta versión definitiva es Extremadura, que pasa de 73 a 91 millones de euros, impulsada por el ingreso del proyecto Cáceres 2023 de Alter Enersun.
En cuarto lugar aparece Castilla y León, con 53,6 millones €, seguida por la Comunidad Valenciana, que obtiene 44,5 millones € en ayudas, y Canarias, con 26,1 millones €, destacando su fuerte presencia en proyectos hibridados.
Cataluña obtuvo 21,4M€ y es el territorio con mayor reconfiguración: cinco proyectos salen y cinco entran. En Madrid se dieron de baja los proyectos La Rubia y Guadarrama, pero la región mantiene su presencia en el reparto final con otras iniciativas que lograron financiación (7,9 M€), por lo que no queda fuera del programa, a diferencia de Ceuta, Melilla, Navarra y La Rioja, que no recibieron fondos en esta convocatoria. A continuación se ubican Asturias (8,6 M€), Murcia (6,1 M€) y Aragón (4 M€).
Desde el punto de vista tecnológico, los datos oficiales del MITECO confirman que predominan los proyectos de almacenamiento hibridado con renovables (69 iniciativas), seguidos por baterías independientes (standalone) (39 proyectos), almacenamiento térmico (15) y bombeos hidroeléctricos (3). Dentro de las hibridaciones, la fotovoltaica es la fuente más habitual, seguida por la eólica y combinaciones mixtas, reflejando la estrategia nacional de acoplar almacenamiento a generación renovable para garantizar flexibilidad de red y firmeza en la entrega.
En cuanto a los precios adjudicados para los sistemas de almacenamiento independientes (stand-alone), España se posiciona por debajo del coste estimado en otras licitaciones europeas. Según reportó Energía Estratégica, el país asignó almacenamiento a un precio medio de 64.933 €/MWh/año, cifra inferior a la observada en procesos similares como el italiano. En diálogo con el medio, Raúl García Posada, director de ASEALEN, consideró que estos valores son “muy competitivos para el mercado europeo, incluso por debajo del coste de capital en algunos casos”, lo que evidencia el interés del sector privado y la eficiencia del modelo de asignación aplicado.
En total, los 818 millones de euros en ayudas públicas no reembolsables permitirán incorporar 2,2 GW de potencia y 9,4 GWh de capacidad al sistema eléctrico español, en un despliegue que se deberá ejecutar a más tardar el 30 de septiembre de 2029. Con este paquete, el Estado español refuerza la columna vertebral de su estrategia de descarbonización, habilitando servicios de almacenamiento clave para el respaldo renovable, la estabilidad del sistema y el cumplimiento de los objetivos del PNIEC y REPowerEU.
Venezuela avanzó en 2007 sobre la propiedad de activos de ConocoPhillips y ExxonMobil.
Donald Trump fue directo al grano al momento de justificar la conveniencia de la operación militar ejecutada en Venezuela para capturar y extraer al presidente venezolano Nicolás Maduro. En conferencia de prensa, el presidente de los Estados Unidos habló de recuperar el petróleo «robado», en referencia a la ola de nacionalizaciones de activos de petroleras estadounidenses en Venezuela durante el chavismo.
Sin mencionarlas, Trump apuntaba a los casos de las petrolerasConocoPhillips y ExxonMobil, que tienen sentencias favorables contra el Estado venezolano por la «nacionalización» de proyectos petroleros. El monto conjunto de los reclamos a favor de estas compañías asciende a unos US$ 10.000 millones.
El presidente estadounidense celebró en conferencia de prensa la captura de Maduro, a quien calificó como “el capo de una vasta red criminal responsable del tráfico de cantidades colosales de drogas letales e ilícitas a Estados Unidos”.
En ese sentido, el Departamento de Justicia informó la existencia de una causa abierta en Nueva York contra Maduro, su esposa e hijo por tráfico de drogas y otros delitos. Maduro también fue acusado por el delito de conspiración narcoterrorista.
Sin embargo, Trump enfatizó que la principal ganancia con la captura del líder chavista es la oportunidad de recuperar los recursos energéticos estatizados por Venezuela. «Nos robaron enormes infraestructuras petroleras como si fuéramos bebés, y no hicimos nada al respecto», dijo el presidente, quien prometió inversiones de las petroleras norteamericanas en territorio venezolano.
Las sentencias por activos petroleros estatizados en Venezuela
En efecto, el gobierno de Hugo Chávez procedió en 2007 con la denominada nacionalización de activos deExxonMobil, ConocoPhillips y demás petroleras. Las petroleras iniciaron juicios en tribunales internacionales y finalmente obtuvieron sentencias favorables que suman unos US$ 10.000 millones.
El gobierno de Chávez obligó a las petroleras extranjeras a renegociar los términos de los contratos de explotación que mantenían con la petrolera estatal PDVSA a través de empresas mixtas. Bajo los nuevos acuerdos, PDVSA tendría al menos el 60% de participación en todos los proyectos.
Petroleras como TotalEnergies y Chevron aceptaron los nuevos términos. No fue el caso de ConocoPhillips y ExxonMobil, que calificaron la medida como una expropiación sin compensación económica, optando por retirarse de sus operaciones en Venezuela e iniciando demandas en tribunales internacionales.
ExxonMobil dejó el proyecto Cerro Negro, sobre el cual obtuvo en 2014 un fallo favorable en un tribunal del CIADI por 1600 millones de dólares. ConocoPhillips abandonó sus participaciones en Petrozuata, Hamaca y el Golfo de Paria y logró en 2019 un fallo favorable también del CIADI por US$ 8370 millones. Las sentencias fueron ratificadas en cortes estadounidenses.
Trump: «Las petroleras de EE.UU. van a invertir en Venezuela»
«Vamos a hacer que nuestras enormes compañías petroleras, las más grandes del mundo, entren, gasten miles de millones de dólares y arreglen la infraestructura petrolera», prometió Trump en el marco de la conferencia de prensa que dio para confirmar la acción sobre Venezuela. Más aún: aseguró que está empujando a las petroleras estadounidenses a volver a invertir en ese país.
Venezuela actualmente produce cerca de un millón de barriles diarios de petróleo, muy por debajo del pico de más de tres millones de bpd alcanzado hace más de una década.
Las exportaciones de crudo y combustibles superan los 700.000 barriles por día. China fue el principal mercado de colocación, representando en 2025 entre el 55 y el 90% de las exportaciones petroleras mensuales de Venezuela.
Donald Trump difundió en sus redes sociales una fotografía del traslado del presidente de Venezuela a un buque de guerra estadounidense.
El presidente estadounidense, Donald Trump, anunció que EE.UU. administrará Venezuela hasta que se produzca una transición política, luego de un impactante operativo militar que derivó en la captura y extracción del presidente Nicolás Maduro. Trump también destacó que «las petroleras de EE.UU. van a invertir en Venezuela«. El gobierno de Javier Milei respaldó públicamente la operación militar.
“Vamos a gobernar el país hasta que podamos hacer una transición segura, adecuada y juiciosa”, indicó Trump en conferencia de prensa. El presidente estadounidense también dijo que la vicepresidenta de Venezuela, Delcy Rodríguez, ya esta en contacto con el Secretario de Estado, Marco Rubio. Rodríguez se encuentra en Venezuela según la agencia Telesur.
«Por ahora no hay nadie (que se encargue de Venezuela). Hay una vicepresidenta que fue nombrada por Maduro. Tuvo una larga conversación con Marco (Rubio) y ella esta dispuesta a hacer los que creemos que es necesario para que Venezuela vuelva a ser grande», añadió.
Trump además advirtió que están listos para un segundo ataque, en una clara advertencia al gobierno de Caracas y a la Fuerza Armada Nacional Bolivariana. «Estamos preperados para un segundo ataque mucho más grande. Este ataque fue quirúrgico y tenemos uno segundo preparado, pero probablemente no sea necesario», señaló.
La fiscal general de los EE.UU., Pam Bondi, informó que Maduro y su esposa están imputados en la Corte del Distrito Sur de Nueva York por «conspiración narcoterrorista contra los EE.UU.», entre otros delitos.
Operación y repercusión global de la caída de Maduro en Venezuela
Trump este sábado en conferencia de prensa.
Las Fuerzas Armadas de los EE.UU. en la madrugada de este sábado ejecutaron una operación especial en Venezuela para capturar y extraer al presidente Maduro y su esposa, que incluyó bombardeos sobre blancos militares en Caracas y otras localidades. Maduro y su espora están siendo transportados a los EE.UU.
La repercusión diplomática, política y energética de la acción militar estadounidense ejecutada en la madrugada de este sábado en Venezuela es absoluta. No hay registros históricos de una operación militar directa estadounidense en Sudamérica. El precedente más cercano en Latinoamérica fue la operación de captura y extradición a los EE.UU. del dictador de Panamá, Manuel Noriega en 1990.
En Sudamérica, los presidentes de la Argentina, Ecuador y Paraguay celebraron la caída de Maduro, con matices. En cambio, los gobiernos de México, Brasil, Colombia y Chile llamaron la atención sobre la violación del derecho internacional.
Trump puso el foco en el petróleo de Venezuela
Venezuela actualmente produce cerca de un millón de barriles diarios de petróleo, con exportaciones por cerca de 700.000 barriles por día. Las cifras se encuentran muy por debajo del pico de más de tres millones de bpd alcanzado hace más de una década, aunque existe el potencial para incrementarla a por lo menos dos millones de bpd en poco tiempo.
Trump durante su conferencia de prensa hizo hincapié en los «bastos recursos» energéticos de Venezuela. «Vamos a hacer que nuestras enormes compañías petroleras, las más grandes del mundo, entren, gasten miles de millones de dólares y arreglen la infraestructura petrolera», dijo.
La consultora WoodMackenzie estima que con mejoras operativas y algunas inversiones modestas en la región de petróleo pesado de la Faja del Orinoco la producción de Venezuela podría elevarse en alrededor de 2 millones de bpd dentro de uno a dos años.
La administración Trump venía ejecutando desde comienzos de diciembre un bloqueo naval contra la «flota en la sombra» que opera con crudo venezolano.
Tal como lo había anunciado en el último tramo del 2025, el Gobierno Nacional activó en el arranque del 2026 un nuevo esquema para la aplicación de subsidios estatales a la baja en las tarifas de los servicios de suministro de electricidad y de gas por redes a nivel residencial, de gas licuado envasado en garrafas por 10 kilogramos.
El cambio de régimen, que tiene por objetivo esencial reducir el gasto del Estado en procura del superavit fiscal, se dispuso en el primer día hábil del año a través de la publicación en el Boletín Oficial el Decreto 943/2025, que crea el régimen de “Subsidios Energéticos Focalizados” (SEF), que “ordena y unifica los subsidios para los consumos residenciales de electricidad, gas natural, gas propano por redes y garrafas de gas licuado del petróleo (GLP) de 10kg en todo el país”, destacó el gobierno nacional.
Y argumentó que “la medida se adopta luego de haber finalizado el período de Consulta Pública, (No Vinculante) desarrollada durante 15 días hábiles y finalizada el pasado 19 de diciembre, en el marco de la Emergencia Pública en materia tarifaria y como parte del proceso de sinceramiento de los costos reales de la energía, con el objetivo de focalizar la ayuda del Estado en los hogares vulnerables y terminar con la multiplicidad de regímenes superpuestos”.
Con la puesta en marcha del SEF, se deja sin efecto la segmentación por niveles de ingreso de los usuarios N1 (ingresos altos) , N2 (ingresos bajos) y N3 (ingresos medios), y la Tarifa Social de Gas como esquemas separados.
“En su lugar, el nuevo sistema establece solo dos categorías claramente definidas: hogares con subsidio y hogares sin subsidio, de acuerdo con sus ingresos, patrimonio y condición socioeconómica”, comunicó el ministerio de Economía.
Hasta ahora los usuarios de ingresos altos pagaban el 90 por ciento de la tarifa plena (ahora pagarán el 100 %), y se estima que el nuevo esquema apunta principalmente a reducir casi en su totalidad el subsidio a usuarios de ingresos medios.
“Los hogares beneficiarios recibirán una bonificación sobre el valor de la energía; los que no califican abonarán el costo pleno del servicio. El criterio principal de elegibilidad se fija en ingresos del hogar menores o iguales a tres Canastas Básicas Totales, junto con supuestos de vulnerabilidad específicos”, se describió.
Para eso, el Decreto crea el Registro de Subsidios Energéticos Focalizados (ReSEF), que reemplaza al Registro de Acceso a los Subsidios a la Energía (RASE). Las personas que ya estaban inscriptas no deberán volver a anotarse: sus datos serán migrados automáticamente, podrán actualizar información de su Declaración Jurada y consultar su situación a través de la opción Trámites de Mi Argentina, se indicó.
En electricidad, los hogares que califican contarán con una bonificación base del 50 % todo el año, aplicada sobre un bloque de 300 kWh mensuales en los meses de mayor demanda y 150 kWh en los meses templados.
En gas por redes se mantienen los bloques de consumo vigentes, y el 50 % de subsidio se concentrará entre abril y septiembre, los meses de mayor consumo, mientras que no se contempla bonificación en los períodos de baja demanda.
“De forma extraordinaria, y sólo durante 2026, se establece una bonificación adicional de hasta 25 % en enero para los beneficiarios de electricidad, gas natural y propano por redes, que irá disminuyendo gradualmente hasta desaparecer en diciembre de este año”, puntualizó Economía.
La Secretaría de Energía, en la órbita de Economía, destacó que “el nuevo régimen integra también a los usuarios de gas propano indiluido por redes y a los beneficiarios del ex Programa Hogar (garrafas de GLP), que pasarán a recibir el subsidio bajo reglas homogéneas”.
“Estos últimos usuarios contarán con un plazo de seis meses para inscribirse en el SEF, garantizando durante ese período la continuidad de la asistencia mientras se completa la migración al nuevo esquema. Una vez finalizado ese proceso, el Programa Hogar será dado de baja y los usuarios quedarán incluidos en el régimen general de subsidios energéticos focalizados”, se advirtió.
El Decreto 943/2026 deroga el Decreto 332/2022 y da por concluido el “Período de Transición hacia Subsidios Energéticos Focalizados”, iniciado en 2024, con la revisión de los padrones y la corrección de distorsiones del sistema heredado”.
“Con este paso, el Gobierno Nacional continúa avanzando hacia una política de subsidios energéticos más simple, transparente y sostenible, que concentra los recursos en quienes realmente los necesitan, ordena la relación entre tarifas y costos, y brinda mayor previsibilidad (a los usuarios) sobre el impacto de las facturas de luz y gas a lo largo del año”, se argumentó.
La puesta en marcha del régimen de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF) que el Gobierno oficializó este viernes a través del Decreto 943/2025 establece un esquema que, de acuerdo a las consideraciones técnicas y nuevos parámetros, significará un aumento para hogares de bajos ingresos que superará un 20% a lo largo de 2026.
De acuerdo a un análisis de la consultora especializada Economía y Energía, con el nuevo esquema vigente desde hoy, se proyecta que las tarifas medias de gas natural se ubiquen un 23% por encima de los valores de 2025, pero el impacto será mayor para los hogares de bajos ingresos, quienes enfrentarán incrementos superiores a la media debido a una mayor cobertura sobre el precio del gas en el PIST.
El nuevo esquema deja sin efecto el Registro de Acceso a los Subsidios a la Energía (RASE) vigente desde 2022.
En el sector eléctrico, el ajuste se explica por el nuevo bloque anual subsidiado de 2.850 kWh que representa una reducción del 32% para los antiguos usuarios de Nivel 2 de ingresos bajos, mientras que para el Nivel 3 de ingresos medios la caída es del 5%, de acuerdo a la consultora que dirige el economista de la energía Nicolás Arceo.
Esta asimetría en los nuevos límites de consumo base, sumada a la convergencia de regímenes, provocará que los usuarios de ingresos más bajos —aquellos que no superan una Canasta Básica Total (CBT)- afronten los mayores aumentos del sistema, estimados en un 20% promedio para el año que comienza, impulsados centralmente por la pérdida de cobertura en sus volúmenes de consumo habitual.
El nuevo esquema deja sin efecto el Registro de Acceso a los Subsidios a la Energía (RASE) vigente desde 2022, por lo que desmantela el esquema de niveles según los ingresos de cada usuario que se identificaban como N1 (altos), N2 (bajos) y N3 (medios). La norma busca corregir lo que el Gobierno entiende es una «inequidad horizontal» y consolidar un ajuste fiscal que ya redujo el peso de los subsidios del 1,42% del PIB en 2023 al 0,60% proyectado para 2025. A la vez, concluye el Período de Transición hacia Subsidios Energéticos Focalizados, iniciado en 2024.
Un nuevo criterio de segmentación
El FSE establece solo dos categorías, la de hogares con subsidio y hogares sin subsidio, de acuerdo con sus ingresos, patrimonio y condición socioeconómica. Los usuarios beneficiarios recibirán una bonificación sobre el valor de la energía, pero los que no califican abonarán el costo pleno del servicio. El criterio principal de elegibilidad se fija en ingresos del hogar menores o iguales a tres Canastas Básicas Totales, junto con supuestos de vulnerabilidad específicos.
La medida se adopta luego de haber finalizado el período de Consulta Pública, desarrollada durante 15 días hábiles y finalizada el pasado 19 de diciembre. La consulta es parte del cierre de la Emergencia Pública en materia tarifaria y como parte del proceso de sinceramiento de los costos reales de la energía, con el objetivo de focalizar la ayuda del Estado en los hogares vulnerables y terminar con la multiplicidad de regímenes superpuestos. El esquema unifica los beneficios para los consumos residenciales de electricidad, gas natural, gas propano por redes y garrafas de gas licuado del petróleo (GLP).
El nuevo esquema de subsidios tendrá un impacto mayor en los sectores de menores recursos, con aumentos por encima del 20 por ciento.
El Decreto crea el registro de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF), que reemplaza al RASE, y allí las personas que ya estaban inscriptas no deberán volver a anotarse, sino que sus datos serán migrados automáticamente, pero podrán actualizar información de su Declaración Jurada y consultar su situación a través de la opción Trámites de Mi Argentina.
En electricidad, los hogares que califican contarán con una bonificación base del 50% todo el año, aplicada sobre un bloque de 300 kWh mensuales en los meses de mayor demanda y 150 kWh en los meses templados. En gas por redes se mantienen los bloques de consumo vigentes, y el 50% de subsidio se concentrará entre abril y septiembre, los meses de mayor consumo, mientras que no se contempla bonificación en los períodos de baja demanda.
De forma extraordinaria, y sólo durante 2026, se establece una bonificación adicional de hasta 25% en enero para los beneficiarios de electricidad, gas natural y propano por redes, que irá disminuyendo gradualmente hasta desaparecer en diciembre de ese año. El Gobierno resaltó que el nuevo régimen integra también a los usuarios de gas propano indiluido por redes y a los beneficiarios del ex Programa Hogar (garrafas), que pasarán contar con reglas homogéneas.
Estos últimos usuarios contarán con un plazo de seis meses para inscribirse en el SEF, garantizando durante ese período la continuidad de la asistencia mientras se completa la migración al nuevo esquema. Una vez finalizado ese proceso, el Programa Hogar será dado de baja y los usuarios quedarán incluidos en el régimen general de subsidios energéticos focalizados.
El diagnóstico fiscal de un costo histórico
El decreto se apoya en informes técnicos de la Subsecretaría de Transición y Planeamiento Energético para justificar la urgencia del cambio. Alli se menciona que, en los últimos 21 años, el Estado nacional aportó más de US$ 104.000 millones para cubrir la brecha entre el costo de generación y la tarifa pagada por los usuarios, y que en 2023, el subsidio al precio mayorista alcanzó los US$ 4.800 millones.
El Ejecutivo afirma que el esquema del Decreto 332/22 que dispuso la segmentación por niveles de ingresos resultó ser un mecanismo «complejo y poco transparente». Según la norma, la coexistencia de la segmentación con la Tarifa Social y el Régimen de Zona Fría generó situaciones donde hogares con idéntica capacidad económica recibían beneficios dispares. La redeterminación de subsidios se presenta como un paso necesario para que los precios reflejen los costos reales de la energía, promoviendo el ahorro y la inversión en infraestructura.
El viceministro Daniel González asegurí en el último Energy Day de EconoJournal que «los subsidios dejaron de ser una carga para la macro».
El nuevo registro SEF si bien se constituye sobre la base del antiguo RASE, pasa a tener una lógica de control mucho más estricta con un único universo de beneficiarios, y el criterio de elegibilidad para acceder al subsidio del Estado se endurece, ya que sólo podrán acceder aquellos hogares cuyos ingresos netos no superen tres Canastas Básicas Totales (CBT) para un «Hogar 2» según el INDEC.
La Secretaría de Energía no se limitará a la declaración jurada, sino que se establece el uso de indicadores de exteriorización patrimonial como bienes de lujo, autos de menos de 10 años, embarcaciones, datos cruzados con bases de datos como el Sistema de Identificación Nacional Tributario y Social (SINTyS), para atender solicitudes de quienes declarando bajos ingresos, posean activos que demuestren capacidad de pago.
La norma introduce límites físicos al beneficio. El subsidio ya no es sobre el 100% de la factura, sino sobre un «bloque base». En el caso de la electricidad se identifica la estacionalidad marcada, para lo cual se fijan dos bloques diferenciados para incentivar el ahorro en los meses de mayor presión sobre el sistema. En ese esquema se decidió bloques de 300 kWh/mes paa los picos de demanda de enero, febrero, mayo, junio, julio, agosto y diciembre, y de 150 kWh/mes para el valle de marzo, abril, septiembre, octubre y noviembre.
Cualquier consumo por encima de estos límites se pagará a precio estacional pleno, lo que podría representar saltos significativos en las facturas de hogares electrodependientes o sin gas natural. En tanto para el gas natural y propano por redes, el Gobierno introduce el Precio Anual Uniforme (PAU). El objetivo es evitar que en invierno la factura se vuelva impagable debido a la combinación de mayor consumo y mayor precio del fluido, y se mantienen los volúmenes base de las resoluciones 686/22 y 91/24 segmentados por zona geográfica.
El Departamento del Tesoro de Estados Unidos aumentó aún más la presión sobre el sector petrolero de Venezuela al sancionar a cuatro compañías petroleras más y designar cuatro petroleros como “propiedad bloqueada”.
En un comunicado, el secretario del Tesoro, Scott Bessent, prometió “continuar implementando la campaña de presión del presidente Trump sobre el régimen de Maduro”.
El portavoz adjunto del Departamento de Estado, Tommy Piggott, dijo que “las sanciones continúan la campaña de presión del presidente Trump sobre Maduro y sus compinches”.
Las empresas sancionadas son Aries Global Investment Ltd, Corniola Limited, Krape Myrtle Co Ltd y Winky International Limited, registradas en China, Hong Kong y las Islas Marshall, según el comunicado del Tesoro.
Los buques identificados como propiedad bloqueada por el Gobierno de Estados Unidos son los petroleros Della y Valiant (vinculados a Aries Global Investment), Nord Star (vinculado a Corniola y Krape Myrtle) y Rosalind, también conocido como Lunar Tide (vinculado a Winky International).
Con estas medidas, el Tesoro incorporó a estas cuatro empresas y cuatro buques petroleros a la lista de Nacionales Especialmente Designados (SDN) de la Oficina de Control de Activos Extranjeros (OFAC).
Estos barcos forman parte de la llamada “flota en la sombra” que, según la OFAC, facilita operaciones sancionables y genera ingresos para “operaciones desestabilizadoras” del régimen venezolano.
La medida, que se suma a la campaña de presión de Washington sobre Caracas, implica el bloqueo de todos los bienes de los sancionados en EE.UU. y prohíbe a ciudadanos y entidades estadounidenses realizar cualquier transacción con ellos.
Las tensiones entre Caracas y Washington se intensificaron este mes tras el anuncio por parte del presidente Trump de un “bloqueo total” de buques petroleros sancionados que se trasladen desde y hacia la costa de Venezuela, y la confiscación de dos buques que transportaban crudo venezolano en las últimas semanas.
El Gobierno de Santa Cruz recibió esta semana 50 camionetas provenientes de YPF, como parte de los compromisos incluidos en el Memorándum de Entendimiento firmado entre la provincia y la operadora. Esta entrega constituye uno de los aportes materiales derivados del acuerdo hidrocarburífero de la Cuenca del Golfo San Jorge.
La transferencia de estas unidades forma parte del paquete de bienes, infraestructura y recursos cedidos por YPF, con el objetivo de fortalecer la capacidad operativa del Estado provincial en esta nueva etapa.
Las camionetas serán destinadas a tareas de fiscalización, inspecciones, supervisión de yacimientos, control ambiental y labores logísticas vinculadas al proceso de transición energética y petrolera, como así también para distintos organismos provinciales.
Cabe destacar que, el Memorándum suscripto entre el gobernador Claudio Vidal e YPF, estableció un marco de cooperación inédito, que incluyó un bono resarcitorio y aportes de responsabilidad social empresaria destinados a infraestructura estratégica; la obligación de YPF de relevar y remediar los pasivos ambientales generados tras 80 años de producción convencional en la Cuenca del Golfo San Jorge, además de la cesión de áreas maduras – ya adjudicadas por la estatal FOMICRUZ- y de bienes asociados, consolidando así un nuevo esquema de administración.
El Gobierno Provincial destacó que este aporte de YPF materializa los primeros resultados del acuerdo, que no sólo redefine la relación entre la provincia y la operadora estatal, sino que también impulsa un modelo productivo más responsable, transparente y con participación directa de Santa Cruz en la gestión de sus recursos.
El Gobierno de Santa Cruz recibió esta semana 50 camionetas provenientes de YPF, como parte de los compromisos incluidos en el Memorándum de Entendimiento firmado entre la provincia y la operadora. Esta entrega constituye uno de los aportes materiales derivados del acuerdo hidrocarburífero de la Cuenca del Golfo San Jorge.
La transferencia de estas unidades forma parte del paquete de bienes, infraestructura y recursos cedidos por YPF, con el objetivo de fortalecer la capacidad operativa del Estado provincial en esta nueva etapa.
Las camionetas serán destinadas a tareas de fiscalización, inspecciones, supervisión de yacimientos, control ambiental y labores logísticas vinculadas al proceso de transición energética y petrolera, como así también para distintos organismos provinciales.
Cabe destacar que, el Memorándum suscripto entre el gobernador Claudio Vidal e YPF, estableció un marco de cooperación inédito, que incluyó un bono resarcitorio y aportes de responsabilidad social empresaria destinados a infraestructura estratégica; la obligación de YPF de relevar y remediar los pasivos ambientales generados tras 80 años de producción convencional en la Cuenca del Golfo San Jorge, además de la cesión de áreas maduras – ya adjudicadas por la estatal FOMICRUZ- y de bienes asociados, consolidando así un nuevo esquema de administración.
El Gobierno Provincial destacó que este aporte de YPF materializa los primeros resultados del acuerdo, que no sólo redefine la relación entre la provincia y la operadora estatal, sino que también impulsa un modelo productivo más responsable, transparente y con participación directa de Santa Cruz en la gestión de sus recursos.
La Secretaría de Energía estableció los valores mínimos de adquisición del bioetanol y el biodiesel destinados a la mezcla obligatoria con combustibles fósiles que rigen a partir de enero de 2026.
De acuerdo con la Resolución 611/2025 publicada este viernes en el Boletín Oficial, el precio mínimo del bioetanol elaborado a base de caña de azúcar es de $ 976,457 por litro. En el caso del bioetanol la base de maíz el valor se fijó en $ 894,949 por litro.
Estos montos rigen para las operaciones del mes de enero y se mantendrán hasta la publicación de nuevos valores. El plazo de pago para estos productos no podrá exceder los 30 días corridos desde la facturación.
La normativa permite realizar ajustes excepcionales en estos precios cuando se detecten desfasajes entre los costos de elaboración y los valores resultantes, o si se producen distorsiones en los precios de los combustibles fósiles para el consumidor.
Por otro lado, la Resolución 612/2025 determinó que el precio del biodiesel destinado a la mezcla con gasoil es de $ 1.797.881 por tonelada para enero.
Para este combustible, el plazo de pago es de un máximo de 7 días corridos a partir de la fecha de la factura. La misma resolución restableció el porcentaje obligatorio de mezcla de biodiesel en gasoil en un 7,5% en volumen.
Previamente, este corte se había reducido al 7% para mitigar el impacto del precio del aceite de soja en el costo del combustible en surtidor. Al normalizarse el efecto sobre los insumos, la autoridad de aplicación decidió retomar el porcentaje anterior.
La Secretaría de Energía estableció los valores mínimos de adquisición del bioetanol y el biodiesel destinados a la mezcla obligatoria con combustibles fósiles que rigen a partir de enero de 2026.
De acuerdo con la Resolución 611/2025 publicada este viernes en el Boletín Oficial, el precio mínimo del bioetanol elaborado a base de caña de azúcar es de $ 976,457 por litro. En el caso del bioetanol la base de maíz el valor se fijó en $ 894,949 por litro.
Estos montos rigen para las operaciones del mes de enero y se mantendrán hasta la publicación de nuevos valores. El plazo de pago para estos productos no podrá exceder los 30 días corridos desde la facturación.
La normativa permite realizar ajustes excepcionales en estos precios cuando se detecten desfasajes entre los costos de elaboración y los valores resultantes, o si se producen distorsiones en los precios de los combustibles fósiles para el consumidor.
Por otro lado, la Resolución 612/2025 determinó que el precio del biodiesel destinado a la mezcla con gasoil es de $ 1.797.881 por tonelada para enero.
Para este combustible, el plazo de pago es de un máximo de 7 días corridos a partir de la fecha de la factura. La misma resolución restableció el porcentaje obligatorio de mezcla de biodiesel en gasoil en un 7,5% en volumen.
Previamente, este corte se había reducido al 7% para mitigar el impacto del precio del aceite de soja en el costo del combustible en surtidor. Al normalizarse el efecto sobre los insumos, la autoridad de aplicación decidió retomar el porcentaje anterior.
El Gobierno nacional anunció este viernes la creación del Régimen de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF), esquema que unifica las subvenciones de jurisdicción nacional y elimina el criterio de segmentación de los usuarios residenciales, dando por concluido el período de transición hacia esta modalidad iniciado en junio de 2024.
La medida oficializada a través del Decreto 943/2025 publicado en el Boletín Oficial de este año, eliminó el esquema anterior de segmentación de subsidios en tres niveles de ingresos (N1, N2, N3) y unificó todos los beneficiarios en una sola categoría de usuarios residenciales que requieren asistencia. Los criterios de inclusión y exclusión para acceder al beneficio quedaron detallados en los Anexos que acompañan la medida, así como también los porcentajes de bonificaciones a otorgar.
En concreto, abarca “al conjunto de los hogares beneficiarios de subsidios a la energía eléctrica, al gas natural, al gas propano indiluido por redes y al gas licuado de petróleo (GLP) envasado en garrafas de 10 kilos”. Y el objetivo, según argumentó el Ejecutivo, es “asegurar a los usuarios residenciales vulnerables el acceso al consumo energético indispensable”.
El Registro de Subsidios Energéticos Focalizados (ReSEF) reemplazará al actual Registro de Acceso a los Subsidios de Energía (RASE), creado en junio de 2022. Pero los usuarios ya inscriptos en anterior registro no deberán reinscribirse, dado que sus datos migrarán al nuevo sistema, y podrán actualizarlos a través de la plataforma Mi Argentina y acceder a revisiones mediante Trámites a Distancia.
Calificarán como beneficiarios del SEF “aquellos hogares con ingresos netos declarados y/o registrados por el grupo familiar en su conjunto inferiores o iguales a un valor equivalente a tres Canastas Básicas Totales (CBT) para un ‘HOGAR 2’, según el Instituto Nacional de Estadística y Censos (INDEC).
Ese criterio, según el Gobierno, no solo permitirá mantener la ayuda a todos los hogares que ya se encontraban en el nivel inferior de ingresos (el llamado ‘Nivel 2’), sino también asistir a la mayoría más vulnerable de los hogares que hasta el presente se encontraban en el denominado ‘Nivel 3’.
Los cambios en los subsidios para el gas
El decreto fijó también bloques de consumo base para la electricidad: 300 kWh en enero, febrero, mayo, junio, julio, agosto y diciembre; y 150 kWh en marzo, abril, septiembre, octubre y noviembre, con posibilidad de valores diferenciales para provincias con mayor temperatura.
Para gas natural, en tanto, mantuvo los volúmenes ya vigentes y los extendió al gas propano por redes. El Gobierno mencionó, sobre este último punto, a unos 50 mil hogares que no tenían acceso al RASE.
Las bonificaciones generales del Anexo II establecen 50% de descuento sobre el consumo base de electricidad y un esquema estacional para gas y propano. En 2026, se aplicará además una bonificación extraordinaria de hasta 25%, decreciente mensualmente desde enero (25%) hasta diciembre (0%), para acompañar la transición.
Para usuarios de garrafas y gas propano, el subsidio se transferirá directamente a través de billeteras virtuales, como Mercado Pago, y comprenderá el equivalente a media garrafa por mes durante todo el año, con una adicional en invierno.
El Gobierno nacional anunció este viernes la creación del Régimen de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF), esquema que unifica las subvenciones de jurisdicción nacional y elimina el criterio de segmentación de los usuarios residenciales, dando por concluido el período de transición hacia esta modalidad iniciado en junio de 2024.
La medida oficializada a través del Decreto 943/2025 publicado en el Boletín Oficial de este año, eliminó el esquema anterior de segmentación de subsidios en tres niveles de ingresos (N1, N2, N3) y unificó todos los beneficiarios en una sola categoría de usuarios residenciales que requieren asistencia. Los criterios de inclusión y exclusión para acceder al beneficio quedaron detallados en los Anexos que acompañan la medida, así como también los porcentajes de bonificaciones a otorgar.
En concreto, abarca “al conjunto de los hogares beneficiarios de subsidios a la energía eléctrica, al gas natural, al gas propano indiluido por redes y al gas licuado de petróleo (GLP) envasado en garrafas de 10 kilos”. Y el objetivo, según argumentó el Ejecutivo, es “asegurar a los usuarios residenciales vulnerables el acceso al consumo energético indispensable”.
El Registro de Subsidios Energéticos Focalizados (ReSEF) reemplazará al actual Registro de Acceso a los Subsidios de Energía (RASE), creado en junio de 2022. Pero los usuarios ya inscriptos en anterior registro no deberán reinscribirse, dado que sus datos migrarán al nuevo sistema, y podrán actualizarlos a través de la plataforma Mi Argentina y acceder a revisiones mediante Trámites a Distancia.
Calificarán como beneficiarios del SEF “aquellos hogares con ingresos netos declarados y/o registrados por el grupo familiar en su conjunto inferiores o iguales a un valor equivalente a tres Canastas Básicas Totales (CBT) para un ‘HOGAR 2’, según el Instituto Nacional de Estadística y Censos (INDEC).
Ese criterio, según el Gobierno, no solo permitirá mantener la ayuda a todos los hogares que ya se encontraban en el nivel inferior de ingresos (el llamado ‘Nivel 2’), sino también asistir a la mayoría más vulnerable de los hogares que hasta el presente se encontraban en el denominado ‘Nivel 3’.
Los cambios en los subsidios para el gas
El decreto fijó también bloques de consumo base para la electricidad: 300 kWh en enero, febrero, mayo, junio, julio, agosto y diciembre; y 150 kWh en marzo, abril, septiembre, octubre y noviembre, con posibilidad de valores diferenciales para provincias con mayor temperatura.
Para gas natural, en tanto, mantuvo los volúmenes ya vigentes y los extendió al gas propano por redes. El Gobierno mencionó, sobre este último punto, a unos 50 mil hogares que no tenían acceso al RASE.
Las bonificaciones generales del Anexo II establecen 50% de descuento sobre el consumo base de electricidad y un esquema estacional para gas y propano. En 2026, se aplicará además una bonificación extraordinaria de hasta 25%, decreciente mensualmente desde enero (25%) hasta diciembre (0%), para acompañar la transición.
Para usuarios de garrafas y gas propano, el subsidio se transferirá directamente a través de billeteras virtuales, como Mercado Pago, y comprenderá el equivalente a media garrafa por mes durante todo el año, con una adicional en invierno.
Como parte de su estrategia de expansión y fortalecimiento de la infraestructura energética en el interior provincial, Hidrocarburos del Neuquén S.A. (HIDENESA) avanza en Varvarco–Invernada Vieja con la cesión de terrenos destinados a la futura construcción de una estación de servicios, un proyecto clave para mejorar el abastecimiento de combustible y acompañar el desarrollo regional del Alto Neuquén.
La iniciativa forma parte de una nueva unidad de negocios impulsada por HIDENESA, orientada a ampliar su presencia territorial y a garantizar servicios energéticos en localidades donde la inversión privada resulta limitada. La estación proyectada contará con bandera YPF y permitirá reducir de manera significativa las distancias de aprovisionamiento para las comunidades de la región.
Desde la empresa se informó que se viene trabajando en el desarrollo del proyecto ejecutivo, que prevé una construcción de carácter híbrido —con tanques soterrados y una estructura modular en superficie—, en línea con criterios de eficiencia operativa y seguridad, como paso previo a las instancias administrativas y constructivas correspondientes.
El proyecto comenzó a delinearse tras el aniversario de la localidad, celebrado en noviembre pasado, y se integra a un esquema más amplio de obras de infraestructura que se desarrollan en el norte neuquino, junto a iniciativas vinculadas a vivienda, rutas y servicios esenciales, consolidando un corredor de servicios energéticos que acompaña el crecimiento productivo, turístico y social de la región.
Al respecto, el presidente de HIDENESA, Raúl Tojo, destacó que “este proyecto refleja el rol que cumple HIDENESA como herramienta del Estado provincial para garantizar servicios energéticos donde el mercado no llega por sí solo. Avanzamos con una mirada estratégica, que pone en el centro a las comunidades del interior y acompaña su desarrollo productivo, turístico y social”.
Con este tipo de iniciativas, HIDENESA consolida su rol como empresa energética del Estado neuquino, fortaleciendo su presencia en zonas estratégicas y acompañando el desarrollo equilibrado del territorio provincial.
Como parte de su estrategia de expansión y fortalecimiento de la infraestructura energética en el interior provincial, Hidrocarburos del Neuquén S.A. (HIDENESA) avanza en Varvarco–Invernada Vieja con la cesión de terrenos destinados a la futura construcción de una estación de servicios, un proyecto clave para mejorar el abastecimiento de combustible y acompañar el desarrollo regional del Alto Neuquén.
La iniciativa forma parte de una nueva unidad de negocios impulsada por HIDENESA, orientada a ampliar su presencia territorial y a garantizar servicios energéticos en localidades donde la inversión privada resulta limitada. La estación proyectada contará con bandera YPF y permitirá reducir de manera significativa las distancias de aprovisionamiento para las comunidades de la región.
Desde la empresa se informó que se viene trabajando en el desarrollo del proyecto ejecutivo, que prevé una construcción de carácter híbrido —con tanques soterrados y una estructura modular en superficie—, en línea con criterios de eficiencia operativa y seguridad, como paso previo a las instancias administrativas y constructivas correspondientes.
El proyecto comenzó a delinearse tras el aniversario de la localidad, celebrado en noviembre pasado, y se integra a un esquema más amplio de obras de infraestructura que se desarrollan en el norte neuquino, junto a iniciativas vinculadas a vivienda, rutas y servicios esenciales, consolidando un corredor de servicios energéticos que acompaña el crecimiento productivo, turístico y social de la región.
Al respecto, el presidente de HIDENESA, Raúl Tojo, destacó que “este proyecto refleja el rol que cumple HIDENESA como herramienta del Estado provincial para garantizar servicios energéticos donde el mercado no llega por sí solo. Avanzamos con una mirada estratégica, que pone en el centro a las comunidades del interior y acompaña su desarrollo productivo, turístico y social”.
Con este tipo de iniciativas, HIDENESA consolida su rol como empresa energética del Estado neuquino, fortaleciendo su presencia en zonas estratégicas y acompañando el desarrollo equilibrado del territorio provincial.
Enersa firmó convenios con establecimientos hoteleros y complejos termales de Entre Ríos, en articulación con la Secretaría de Turismo de la Provincia, para la instalación de cargadores eléctricos destinados a vehículos. La iniciativa apunta a acompañar el crecimiento de la movilidad sustentable y a fortalecer la infraestructura turística entrerriana en puntos estratégicos del territorio.
El presidente de Enersa, Uriel Brupbacher, señaló que el desarrollo del mercado de los autos eléctricos en el país fue uno de los principales factores que impulsó el programa. “El crecimiento de los vehículos eléctricos es una realidad y nos pareció importante promover esta iniciativa a través de lugares donde se recibe gente que viene por turismo o está de paso por la Provincia”, expresó.
La selección de los establecimientos se realizó a partir de una convocatoria impulsada por la Secretaría de Turismo. En esta primera etapa, se eligieron nueve hoteles y complejos termales, con la intención de continuar ampliando el alcance del programa. “Estos son los primeros puntos, pero la idea es seguir intensificándolo y desarrollándolo”, indicó Brupbacher.
La red de carga se incorporó inicialmente en el Hotel Sol de Victoria, el Hotel Hathor de Concordia, el Hotel Howard Johnson de Paraná, las Termas de Concepción del Uruguay y las Termas de Gualeguaychú, todos ubicados en localidades clave del corredor turístico provincial. Además, se prevé sumar nuevos espacios, como el hotel Arena Resort de Federación, entre otros.
En ese marco, Brupbacher destacó que el crecimiento del parque automotor eléctrico en la región, especialmente en países vecinos como Uruguay, también fue tenido en cuenta. “Hay una importante afluencia de autos eléctricos, y eso nos permite hacer más atractiva nuestra Provincia a la hora de captar turistas extranjeros”, señaló.
La iniciativa se inscribe, además, en el proceso de incorporación de energías limpias que la Empresa viene desarrollando en Entre Ríos. “Fuimos estabilizando nuestras líneas con los parques solares en Sauce Pinto y en el autódromo de Paraná, y vamos a sumar nuevos proyectos en Aldea Brasilera y en Arroyo Barú”, explicó el presidente de Enersa.
En relación con el impacto en el sector turístico, destacó que la instalación de cargadores eléctricos representa una ventaja competitiva para hoteles y complejos termales. “Que una persona pueda cargar su vehículo mientras desayuna, almuerza, cena o pasa la noche en un hotel genera una diferencia respecto de otras zonas”, afirmó.
Las primeras localidades alcanzadas por el plan fueron Paraná, Concepción del Uruguay, Gualeguaychú y Colón, aunque el objetivo es ampliar la cobertura. “Queremos llegar a la mayor cantidad de localidades y hoteles posibles”, aseguró.
El programa continuará expandiéndose con nuevas instalaciones previstas durante el transcurso de 2026, reafirmando el compromiso de Enersa con el desarrollo energético sustentable y el crecimiento turístico de Entre Ríos.
Energía Estratégica accedió a lo largo de 2025 a detalles exclusivos de las principales licitaciones de generación actualmente abiertas en Centroamérica y el Caribe.
Y por ello que este este portal de noticias resume los procesos activos en cuatro mercados clave —República Dominicana, Guatemala, Honduras y Panamá—, todos ellos con alto volumen de capacidad convocada, integración de almacenamiento (BESS), marcos contractuales en dólares y acompañamiento de organismos multilaterales.
Aunque con enfoques distintos, los cuatro casos muestran un patrón común: el esfuerzo por modernizar la contratación de energía a partir de criterios técnicos, seguridad jurídica y objetivos de transición energética.
República Dominicana
Se avanzó con una convocatoria por hasta 600 MW de nueva capacidad renovable que será integrada al sistema con almacenamiento obligatorio y prestación de servicios auxiliares críticos como regulación primaria y secundaria, control de rampas, inercia sintética y arranque en negro, según la Resolución SIE-092-2025-LCE.
El proceso está liderado por el CUED y contará con contratos PPA en dólares respaldados por la tarifa eléctrica, lo que refuerza la bancabilidad del esquema.
Pese a la expectativa generada, al cierre de este informe el pliego de bases aún no ha sido publicado oficialmente, por lo que no se han detectado avances formales en las etapas administrativas.
La decisión de incorporar BESS como componente obligatorio busca garantizar flexibilidad y confiabilidad para el sistema, en un contexto donde se espera alcanzar 2 600 MW de capacidad renovable para 2028, con entre 500 y 600 MW en baterías en los próximos tres años.
Desde ASOFER, su presidente, Alfonso Rodríguez, sostuvo que la medida representa “un antes y un después en la forma en que concebíamos el sistema eléctrico nacional: más resiliente, más limpio y más competitivo”.
Guatemala
El proceso PEG-5 contempla la adjudicación de 1 400 MW en tecnologías renovables y gas natural mediante contratos a 15 años. A la fecha, se vendieron 22 pliegos y el proceso se encuentra en etapa de observaciones y consultas. La adjudicación está prevista para el 30 de enero de 2026.
A diferencia de convocatorias anteriores, este llamado no limita las combinaciones de tecnologías, lo que abre la posibilidad a propuestas solares, eólicas, hidráulicas o mixtas, con la opción de integrar almacenamiento.
La reciente declaración como desierta de la PET-3, una licitación de transmisión clave, trasladó las expectativas del mercado hacia la PEG-5, que gana centralidad en la planificación energética nacional. Se prevé además la publicación del nuevo PET-4 en enero de 2026.
Además, el país recibió un préstamo de 155 millones de dólares del BID para electrificación rural, lo que refuerza el enfoque social y territorial de su política energética.
“El PET-3 no tiene empalme con la PEG-5, pero el refuerzo de la red se dimensionará una vez estén definidos los proyectos”, explicó el viceministro de Energía, Juan Fernando Castro Martínez, al contextualizar la planificación en marcha.
Licitación Abierta PEG – 5
Actividad
feb-25
mar-25
abr-25
may-25
jun-25
jul-25
ago-25
sep-25
oct-25
nov-25
dic-25
ene-26
feb-26
mar-26
abr-26
Llamado a licitación
23-abr
Adquisición pliego
23-abr
20-nov
Solicitudes de aclaración al pliego
23-abr
10-oct
Respuesta de EEGFSA a las consultas al pliego
23-abr
31-oct
Presentación de ofertas (Sobres “A” y “B”) y Apertura Sobre “A”
21-nov
Evaluación de Sobre “A”, hasta:
21-nov
Evaluación económica de las ofertas
21-nov
15-ene
Adjudicación
30-ene
Firma de contratos
30-ene
30-abr
Honduras
Está en marcha un proceso por 1 500 MW más un 10 % de reserva, bajo la modalidad Build, Operate and Transfer (BOT), con adjudicación programada para febrero de 2026. El diseño del llamado incluye subastas inversas y un mínimo de 20 % de almacenamiento BESS por proyecto, en línea con el nuevo marco técnico de la CREE.
El respaldo financiero fue estructurado junto al BCIE por 300 millones de dólares, y se avanza en sumar al BID Invest como agente de garantías. A esto se suma un interés activo del sector privado, con 13 empresas que adquirieron pliegos por 10 000 USD cada una.
Desde el ente regulador, el comisionado Wilfredo C. Flores calificó la licitación como “un éxito” y subrayó: “Es importante la atracción de sistemas de almacenamiento y de inversiones que proporcionen potencia firme, considerando los efectos del cambio climático en la región”.
Licitación Pública Internacional (LPI) 1000-010-2021
Actividad
feb-25
mar-25
abr-25
may-25
jun-25
jul-25
ago-25
sep-25
oct-25
nov-25
dic-25
ene-26
feb-26
mar-26
abr-26
may-26
Llamado a licitación
23-jun
Adquisición pliego
23-jun
X
Reuniones informativas
X
X
Solicitudes de aclaración al pliego
23-jun
X
X
Respuestas de ENEE a las consultas al pliego
23-jun
X
X
Simulación de la subasta inversa por rondas sucesivas
X
Presentación de ofertas técnicas – Sobres A
X
X
Evaluación de Sobre “A”, hasta:
X
X
Evaluación económica – Subasta inversa
X
Adjudicación
X
Firma de contratos
X
Panamá
El país avanza con la primera convocatoria del nuevo cronograma oficial 2025–2029, diseñado para ordenar y anticipar la incorporación de nuevas tecnologías al sistema eléctrico nacional. La LPI ETESA 01-25, actualmente activa, busca contratar 135 MWEq y 35 MW de potencia firme, exclusivamente de nuevas plantas hidroeléctricas y eólicas, con entrada en operación prevista para 2029.
La adjudicación está prevista para el 5 de enero de 2026, con contratos a 20 años. Se trata de la primera de una serie de licitaciones que ya tienen fechas definidas en el cronograma oficial, incluyendo una licitación específica para proyectos renovables con almacenamiento (BESS) programada para 2028.
El siguiente proceso en el calendario es la LPI ETESA 02-25, prevista para lanzarse en el 2026, con foco en generación solar fotovoltaica.
Aunque el anuncio fue bien recibido por el mercado, es interesante mencionar que a los pocos días se produjo un cambio de autoridades en la Secretaría Nacional de Energía, lo que sembró incertidumbre sobre la implementación del cronograma.
“El cronograma establece un camino claro para la incorporación de nuevas capacidades renovables —eólica, hidroeléctrica, solar y respaldo— de manera ordenada, técnica y complementaria”, destacó el exsecretario de Energía, Juan Manuel Urriola, impulsor del esquema.
LPI N° ETESA 01-25 (hidroeléctricas y eólica)
Actividad
feb-25
mar-25
abr-25
may-25
jun-25
jul-25
ago-25
sep-25
oct-25
nov-25
dic-25
ene-26
feb-26
mar-26
Llamado a licitación
21-jul
Período de consultas
21-jul
28-ago
Enmienda de Autoridad Nacional de los Servicios Públicos (ASEP)
15/9/2025 – 29/9/25
Respuestas a las consultas al pliego
21-jul
29-sep
Presentación de ofertas
30-oct
Envío resultados preliminares
12-nov
Evaluación de ofertas
30-oct
20-nov
Resolución de Adjudicación hasta
22-dic
Adjudicación en firme (previos comentarios si los hubiera)
5-ene
Firma de contratos – máximo:
24-feb
Envío contratos para registro de ASEP
6-mar
Una nueva arquitectura energética para Centroamérica y el Caribe
Los cuatro procesos analizados comparten elementos comunes: alta exigencia técnica, incorporación de BESS como estándar, contratos en dólares con horizontes de 15 a 20 años y un renovado protagonismo de bancos multilaterales como el BID, BID Invest y BCIE.
A esto se suma la creciente voluntad política por actualizar marcos regulatorios, ordenar cronogramas plurianuales y mejorar la bancabilidad de los proyectos. Las reformas en curso buscan dar previsibilidad jurídica y reforzar la integración regional, en línea con los objetivos climáticos.
Con esta radiografía, Energía Estratégica pone en valor la información exclusiva recabada durante el año, destacando cómo Centroamérica y el Caribe están configurando una nueva generación de licitaciones, donde el almacenamiento, la planificación y la resiliencia energética ya no son una excepción, sino la nueva norma.
Colombia no llegaría a cumplir con la meta 2026 de 6 GW de capacidad renovable ya que, a diciembre de 2025, apenas se sumaron 2000 MW (entre 1300 y 1400 MW corresponden a proyectos de gran escala y el resto a generación distribuida) y, pese a que existen decenas de iniciativas con conexión adjudicada, muchas debieron entrar en operación hace dos o tres años y aún siguen sin avances, o directamente fuera del cronograma.
En este escenario, el ingreso de nueva capacidad para 2026 es incierto, incluso para desarrollos que ya cuentan con conexión asignada. Por lo que las expectativas ahora están puestas en proyectos que tienen obligaciones por cargo por confiabilidad desde 2024 y que deberían operar en 2027.
«Proyectar cuánta capacidad se incorporará en 2026 sería muy atrevido», expresó a EnergíaEstratégica el CEO de Óptima Consultores, Alejandro Lucio.
Por su parte, el mecanismo de expansión vigente sigue siendo el de cargo por confiabilidad, un instrumento tecnológico neutral que permite garantizar suministro firme ante eventos de escasez hidrológica, muy frecuentes en el país durante fenómenos como El Niño. En este marco, se adjudicaron recientemente proyectos con entrada prevista para 2027, y ya se encuentra calendarizada una nueva convocatoria.
Desde las subastas lanzadas en 2019 y 2021, Colombia no volvió a sacar licitaciones orientadas a contratos de largo plazo específicamente renovables. Aunque el actual Gobierno adjudicó la gestión de este tipo de procesos a un operador independiente, la etapa regulatoria sigue en fase inicial y no hay definición clara sobre los próximos pasos.
El mercado, de todos modos, evolucionó por cuenta propia: más del 95% del pipeline está compuesto por tecnologías no convencionales, sobre todo solar.
El CEO de Óptima Consultores considera que ya no es indispensable convocar subastas renovables como en el pasado. Según remarcó, las empresas entienden la necesidad de contratar PPAs de largo plazo y la única oferta disponible hoy proviene de fuentes solares. Por eso, aseguró que “el off-taker no tiene más opción que contratarse a largo plazo”.
No obstante, el contexto sigue siendo delicado. Con apenas ocho meses por delante, el Gobierno actual ya agotó sus cartas. El proceso electoral está abierto y no hay ninguna proyección política sólida. Pero más allá de quién asuma, la nueva administración deberá enfrentarse a una situación inédita: la posibilidad real de racionamientos energéticos, algo que Colombia no vivía desde hace más de 30 años.
Hasta ahora, los desbalances de oferta se resolvían adjudicando grandes proyectos hidroeléctricos o térmicos. Eso ya no es suficiente. El sistema depende de múltiples desarrollos renovables en simultáneo, con una ejecución hoy paralizada. Si no se produce un giro inmediato en el corto plazo, los riesgos de desabastecimiento para 2027 son concretos.
En ese marco, las reformas al mercado eléctrico son imprescindibles. El diseño vigente responde a una lógica hidrotérmica, con grandes embalses y respaldo térmico a gas natural, una matriz que ya no refleja la realidad actual ni futura del sector.
Colombia enfrenta hoy problemas de abastecimiento de gas, costos más altos por importación de GNL y restricciones crecientes sobre combustibles líquidos. Sin un rediseño regulatorio, el sistema no podrá sostener una expansión dominada por energía solar y algo de eólica.
Lucio considera que las soluciones están claras desde hace años. Se requiere modernizar el despacho, habilitar mercados intradiarios y de balance, rediseñar el cargo por confiabilidad y facilitar la liquidez para nuevos PPAs.
“La receta está sobre la mesa. Lo único que hay que hacer es aplicarla”, expresó el consultor.
Almacenamiento: una solución que debe adaptarse a la realidad colombiana
Mientras en otros países de la región, como Chile, el almacenamiento energético gana espacio como habilitador de renovables, en Colombia tendrá una función distinta. Desde la consultora advierten que el país tiene desafíos diferentes y que el almacenamiento será útil, pero con otra velocidad de desarrollo y otros objetivos.
En lugar de resolver problemas de curva o permitir el ingreso de nuevos proyectos solares, aquí se espera que estas soluciones tecnológicas ayuden a mejorar la red, reforzar la potencia disponible y optimizar el consumo en usuarios finales. Para eso, será clave que se integren a los ingresos regulados de los distribuidores, lo que implicará ajustes normativos adicionales.
El almacenamiento, al igual que la hibridación, está ligado también a la creación de mercados intradiarios y a mecanismos de respuesta de la demanda. Pero su aplicación práctica aún depende de reformas más profundas, que por ahora siguen postergadas.
El 2025 no fue un año más para la industria energética argentina; fue el año del “reseteo” normativo. Con el cierre del primer balance anual bajo el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), el sector privado ha movido sus fichas con una agresividad que no se veía en décadas.
Para este 2 de enero de 2026, el panorama es claro: pasamos de la etapa de las promesas y los memorandos de entendimiento a la etapa de la ingeniería de detalle y el movimiento de suelos. Si usted es un proveedor de servicios, un inversor o un operador, este es el estado de situación de los “cañones” donde debe apuntar su estrategia este año.
1. El Podio de lo Concretado: Los Proyectos que ya están “On-Stream”
El 2025 cerró con hitos que ya están traccionando la economía real y que seguirán demandando servicios operativos inmediatos: Vaca Muerta Sur (VMS): El oleoducto estratégico liderado por YPF y el consorcio VMOS ya es una realidad en ejecución. Con el financiamiento asegurado y los contratos de obra firmados, este proyecto es el que garantiza que el crudo de Neuquén llegue al Atlántico sin restricciones de transporte.
Renovables con Sello Industrial: Proyectos como el Parque Solar El Quemado (Mendoza) y las ampliaciones de YPF Luz han demostrado que la transición energética en Argentina hoy es impulsada por la demanda corporativa (MATER). Estos proyectos ya inyectan energía y han abierto el camino para la segunda ola de parques solares en el NOA.
La Madurez del Litio: Salta y Catamarca han dejado de ser promesas. Plantas como la de Río Tinto (Proyecto Rincón) ya operan bajo esquemas de alta eficiencia, marcando el estándar de lo que el RIGI puede acelerar cuando la seguridad jurídica está presente.
2. El Foco de Inversión 2026: ¿Dónde estará el dinero este año?
Si 2025 fue el año de los papeles, 2026 será el año de las máquinas. Estos son los frentes críticos:
A. El Despegue del Cobre (San Juan al Mundo) Es, quizás, la mayor novedad para este año. Proyectos como Los Azules y la mega-inversión de BHP y Lundin en Vicuña ya tienen luz verde. Hablamos de inversiones que superan los USD 10.000 millones en su conjunto. La demanda de infraestructura, logística minera y proveedores de servicios especializados en alta montaña será exponencial a partir de este primer trimestre.
B. GNL: La Frontera Exportadora El acuerdo con Golar LNG para la instalación de la unidad flotante de licuefacción (FLNG) entra en su fase operativa de logística. 2026 será el año en que Argentina consolide su cronograma para convertirse en un exportador global de gas líquido, cambiando la balanza comercial para siempre.
C. Infraestructura, Parques Industriales y el “Distrito Energético” El salto productivo exige orden territorial. En este frente, 2026 inicia con dos hitos clave para la cadena de suministros:
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Distrito Energético de Vaca Muerta: El acuerdo estratégico entre TBSA y APIA (Asociación de Parques Industriales Argentinos) para planificar y fortalecer institucionalmente la zona. Este marco legal y técnico es el que permitirá una radicación de empresas más ordenada y sustentable.
Parque Industrial Vaca Muerta (ZLT): Ubicado en la Ruta 17 en Añelo, este desarrollo junto a socios como La Segunda Seguros y Avalian ya alcanzó un 60% de avance. Con fecha de finalización para junio de 2026, abrirá lugar para más de 100 empresas, disparando una demanda inmediata de equipamiento industrial, servicios de salud laboral, seguros de caución y logística de última milla.
D. Infraestructura Eléctrica y Almacenamiento (BESS) El cuello de botella ya no es solo el gas, sino la red eléctrica. Este año veremos la concreción de las primeras licitaciones de sistemas de almacenamiento con baterías a gran escala. Apuntar a soluciones de eficiencia energética y estabilidad de red será el “negocio inteligente” de este 2026.
3. Conclusión Editorial: El Momento de las PyMEs Energéticas
Desde Runrún Energético observamos una tendencia irreversible: la concentración de capital es masiva, pero la ejecución requiere de una cadena de valor local robusta. Los más de USD 34.000 millones anunciados bajo el RIGI no pueden ejecutarse solos.
La oportunidad para el ecosistema de enerbuy.store y nuestros suscriptores reside en la integración. Las operadoras ya hicieron su parte logrando el financiamiento; ahora le toca a la cadena de suministro estar a la altura de los estándares internacionales de seguridad, tecnología y cumplimiento ambiental que estos proyectos exigen.
El 2026 no es un año para esperar a ver qué pasa. Es el año para posicionar los activos en el centro de la zona de obras.
Con 10 iniciativas aprobadas y fuerte interés del sector privado, el Ejecutivo evalúa extender por un año la ventana de inscripción al régimen de incentivos para grandes inversiones.
El Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) comenzó a consolidarse como una de las principales apuestas del Gobierno para atraer capitales de gran escala. Con 10 proyectos ya aprobados y compromisos de inversión por alrededor de U$S 25.000 millones, el Ejecutivo analiza extender por un año el plazo de inscripción, que actualmente vence en julio de 2026.
La definición podría resolverse durante el verano y responde al creciente interés del sector privado, especialmente en los rubros energético y minero, que concentran la mayor parte de las iniciativas presentadas. La discusión, según publicó Infobae, se reactivó tras la aprobación de Gualcamayo, un proyecto de minería de oro y plata en San Juan que demandará U$S 665 millones y permitirá prolongar la vida útil de una mina en etapa de agotamiento.
El ministro de Economía, Luis Caputo, destacó que la iniciativa generará unos 1.700 empleos directos y se inscribe en la estrategia oficial de impulsar desarrollos de gran escala con impacto regional.
Con esta incorporación, el RIGI alcanzó las diez iniciativas aprobadas, entre las que predominan proyectos vinculados a Vaca Muerta, la producción de litio, el desarrollo de energías renovables, la infraestructura portuaria y la minería metalífera.
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En conjunto, los emprendimientos se distribuyen en provincias clave como Neuquén, Río Negro, San Juan, Mendoza, Salta, Catamarca, Santa Fe y Buenos Aires. En el frente energético, uno de los proyectos centrales es Vaca Muerta Sur, un oleoducto impulsado por YPF junto a Pan American Energy, Vista, Pampa Energía, Pluspetrol, Chevron y Shell, que prevé una inversión inicial de U$S 2.486 millones, con potencial de escalar hasta U$S 3.000 millones.
La obra permitirá ampliar la capacidad de transporte de crudo desde Neuquén hacia Río Negro y apunta a duplicar las exportaciones de petróleo en el corto plazo. A ese esquema se suma la instalación de una planta flotante de Gas Natural Licuado (GNL) en el Golfo de San Matías, a cargo de Southern Energy —controlada por Pan American Energy y Golar LNG—, con inversiones estimadas en U$S 2.900 millones en la próxima década.
También en energía, YPF avanza con el parque solar El Quemado en Mendoza, mientras que PCR y Acindar desarrollan un nuevo parque eólico en Olavarría, reforzando el peso de las renovables dentro del régimen. La minería constituye el otro gran pilar del RIGI.
Además de Gualcamayo, sobresalen proyectos de litio en el norte del país, como la ampliación del proyecto Rincón, en Salta, a cargo de Rio Tinto, con una inversión de U$S 2.724 millones, y Hombre Muerto Oeste, en Catamarca, impulsado por Galán Lithium.
En San Juan, el proyecto Los Azules, enfocado en la producción de cobre, prevé desembolsos por U$S .672 millones, consolidando a la provincia como uno de los polos mineros más relevantes del país.
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La cartera se completa con desarrollos industriales y de infraestructura, como la planta siderúrgica que Sidersa construirá en San Nicolás con foco en acero “verde”, y el puerto multipropósito de Timbúes, en Santa Fe, clave para la logística de granos, fertilizantes y productos industriales.
En paralelo, el secretario de Coordinación de Energía y Minería, Daniel González, señaló que más de 27 iniciativas ya ingresaron al régimen y se encuentran en distintas etapas de evaluación.
En tiempos en que todas las miradas convergen hacia Vaca Muerta, la consolidación de la matriz gasífera encuentra en el desarrollo del Mar Argentino un pilar de eficiencia y competitividad.
Bajo la operación de TotalEnergies, el consorcio que integra junto a Pan American Energy (PAE) y Harbour Energy logró un salto en la Cuenca Austral, posicionándose a la compañía francesa como el actor central en la provisión de gas natural para el mercado interno y proyectando un saldo exportador hacia los mercados regionales.
El análisis de los datos oficiales de la Secretaría de Energía revela una evolución positiva en la extracción de gas natural frente a las costas fueguinas. Durante el período acumulado de enero a noviembre de 2025, la producción promedio alcanzó los 21,5 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d).
Esta cifra representa un incremento significativo respecto a los 17,7 MMm3/d registrados en el mismo lapso de 2024, lo que supone un crecimiento interanual cercano al 21,5% . Pero, además, se observa una mayor concentración de la operatividad en manos del consorcio liderado por Total.
Mientras que en 2024 la firma chilena ENAP (cuyos activos pasaron este año a manos de Petrolera Santa María) aportaba 2,1 MMm3/d, para finales de 2025 su participación se redujo a 1,6 MMm3/d. En consecuencia, el volumen operado directamente por el consorcio pasó de representar el 88% del total offshore en la cuenca al 92,5% en la actualidad.
Este incremento responde a la entrada en plena operación de los tres pozos submarinos, en enero de 2025, del Proyecto Fénix. Tras una inversión superior a los u$s 700 millones, la conexión permitió alcanzar un plateau productivo que se espera mantener estable durante todo el 2026.
Según las previsiones de la compañía, el aporte total de Tierra del Fuego osciló entre los 22 y 24 MMm3/d de gas durante los meses de mayor demanda invernal, asegurando el abastecimiento del sistema en períodos críticos. Para el próximo año, la estrategia de Total Austral se centrará en la optimización y el sostenimiento de los niveles alcanzados.
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Tras la fuerte apuesta de capital en infraestructura offshore, la compañía dedicará el ciclo 2026 a tareas de mantenimiento preventivo y técnico para asegurar la integridad de las plataformas y la continuidad del flujo.
Sin embargo, el horizonte no se agota en la explotación actual. En el plano exploratorio, el consorcio liderará el procesamiento y análisis de la sísmica registrada durante 2025 en el bloque MLO 123. Este proyecto, operado en conjunto con Equinor e YPF, resulta vital para determinar el potencial de recursos en aguas profundas y garantizar que “exista vida después de Fénix”, como suele señalar la conducción de la firma.
La filial local de la compañía francesa también avanza en la integración de energías renovables en sus procesos industriales. Para los primeros meses de 2026, se proyecta la inauguración de un parque eólico de 10 MW en Ushuaia.
El objetivo estratégico de esta instalación es electrificar las plantas de tratamiento de gas que reciben la producción de las plataformas marinas. Con este movimiento, Total busca reducir la huella de carbono de sus operaciones, alineándose con las metas globales de sostenibilidad de la casa matriz.
Un paso importante en ese sentido ya había dado en mayo de este año al inaugurar una Línea de Alta Tensión (LAT) de 43 kilómetros en Vaca Muerta, conectando su planta Aguada Pichana Este (APE) a la red nacional, con una inversión de US$33 millones.
Alli logró un hito para electrificar sus operaciones con energías renovables para reducir sus emisiones al abastecerse con la generación del parque solar Amanecer, en Catamarca, con una inversión adicional de la compañía de US$11 millones.
La alternativa de expansión regional
A pesar de la solidez técnica, el crecimiento sostenido de la producción requiere de condiciones de mercado y regulatorias específicas. Sergio Mengoni, director general de Total Austral y presidente de la compañía en la Argentina, había destacado pocas semanas atrás que la clave para expandirse reside en la viabilidad de la demanda local y, principalmente, en la apertura de mercados externos.
La compañía fue pionera al concretar, en abril de 2025, el flujo en firme de gas argentino hacia Brasil vía Bolivia. No obstante, para que este corredor sea sustentable en el largo plazo, Mengoni subrayó la urgencia de renegociar los costos de transporte en los países vecinos.
“Es absolutamente clave y de manera urgente que los países que tienen ductos ya amortizados bajen sus pretensiones de costo de transporte, para tener un ganar-ganar en toda la cadena”, afirmó el ejecutivo en recientes encuentros sectoriales. La disparidad de costos es notable: los pesos en las redes de Bolivia y Brasil resultan hasta cuatro veces superiores a los de la Argentina para distancias similares.
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Según la visión de la empresa, una reducción en estas tarifas permitiría asignar recursos a una nueva infraestructura y mejorar la competitividad de la molécula argentina frente a otros proveedores internacionales.
La posición de TotalEnergies en la Argentina es robusta, con una producción que ronda los 38 MMm3/d sumando la Cuenca Austral y su participación en la Cuenca Neuquina (Vaca Muerta). Este volumen representa casi un tercio del gas total producido en el país y este año le permitió consolidarse como el primer productor de gas de la Argentina, incluso por encima de YPF.
Para garantizar la llegada de nuevos proyectos de la magnitud de Fénix, la empresa observa con atención el proceso de desregulación económica.
El escenario minero argentino ingresa en una etapa marcada por la superposición de ciclos productivos. Mientras algunas provincias sostienen operaciones consolidadas que explican empleo y economía regional, otras concentran expectativas en proyectos aún en evaluación. Ese desfasaje temporal condiciona decisiones públicas y privadas, y expone riesgos que van más allá de la rentabilidad inmediata.
Uno de los puntos que comienza a ganar peso es el intervalo entre el cierre progresivo de minas maduras y la puesta en marcha de nuevos emprendimientos. Ese lapso no resulta neutro para el empleo ni para los territorios. Técnicos, operarios y proveedores especializados no se trasladan de forma automática, y muchas veces enfrentan la disyuntiva entre migrar o salir del circuito productivo.
En ese contexto, Santa Cruz aparece como un caso representativo, aunque no único. La provincia construyó durante años una economía minera apoyada en el oro y la plata, con miles de puestos de trabajo directos e indirectos y una red de proveedores locales. Hoy, varias de esas operaciones operan en una fase avanzada de explotación, con límites geológicos y costos que presionan sobre su continuidad.
A ese cuadro se suma la discusión impositiva sobre la plata, que mantiene vigentes derechos de exportación aun cuando el oro quedó exento desde comienzos de 2024. La diferencia genera un impacto directo en la capacidad de reinversión, sobre todo en yacimientos que requieren exploración intensiva para extender su vida útil.
Desde el gobierno provincial, Claudio Vidal señaló que esa asimetría reduce recursos necesarios para sostener actividad y empleo. El planteo apunta a corregir una distorsión que condiciona decisiones operativas, sin trasladar mayores cargas a otros segmentos del sector.
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La situación se vuelve visible en Mina San José, una explotación que ya transita una etapa avanzada y depende de nuevas campañas exploratorias para sostener producción. Las retenciones sobre los concentrados y barras de plata limitan esa posibilidad, al afectar fondos que podrían destinarse a trabajos de exploración y mantenimiento de la operación.
Frente a ese riesgo, las provincias comenzaron a reforzar sus marcos regulatorios en materia de empleo y proveedores. En Santa Cruz, la aprobación de la Ley 90/10 elevó las exigencias de contratación de mano de obra local y fortaleció los mecanismos de control. La decisión respondió a la necesidad de preservar trabajo y actividad en un contexto de retracción productiva.
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SUV Los SUV dominaron el mercado en 2025 y estos fueron los diez modelos más vendidos en Argentina La tendencia no se limita a una sola jurisdicción. San Juan discute esquemas similares mientras evalúa proyectos de cobre de gran escala, y Catamarca, Jujuy y Salta mantienen porcentajes de contratación con registros obligatorios. En contraste, Mendoza optó por un enfoque más flexible tras avalar el Informe de Impacto Ambiental del proyecto San Jorge, en línea con su necesidad de atraer inversiones ante la ausencia de minas en producción.
En el último día de 2025, el gobernador Rolando Figueroa destacó la aprobación provincial para el ingreso de una nueva compañía internacional al área Los Toldos II Oeste. El anuncio fue celebrado por el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, y refuerza el desarrollo estratégico de Vaca Muerta.
Neuquén despidió el 2025 con una señal política y productiva clara hacia el corazón energético del país. En la última jornada del año, el gobernador Rolando Figueroa se hizo eco en sus redes sociales de una noticia clave para el futuro de Vaca Muerta: la aprobación por parte del Gobierno provincial del ingreso de una nueva petrolera internacional al área Los Toldos II Oeste, en la Cuenca Neuquina.
En su posteo el mandatario provincial escribió: “ESTAMOS GENERANDO CONFIANZA EN AMÉRICA LATINA Y EL RESTO DEL MUNDO Tenemos una roca de primer nivel y, como nos lo propusimos, estamos construyendo confianza con otros países, a partir de reglas claras y previsibilidad. Gracias a Vaca Muerta retomamos las exportaciones a Chile, avanzamos en Uruguay y Brasil, y estamos haciendo una fuerte apuesta por el GNL. Eso también se refleja en la llegada de las principales empresas del sector que hoy operan en Permian, en Estados Unidos”.
El mandatario compartió y destacó un posteo del presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, quien informó sobre la decisión oficial que habilita la incorporación de la compañía extranjera en una de las áreas estratégicas para el desarrollo no convencional. El gesto no fue casual: el mensaje buscó cerrar el año reafirmando el rumbo energético de la provincia y su rol central en la agenda nacional.
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La medida fue oficializada a través de un decreto que avala la Adenda II al Contrato de Unión Transitoria del área, suscripta entre Gas y Petróleo del Neuquén, Pluspetrol Cuenca Neuquina S.R.L. y Continental Resources Argentina.
Con esta modificación contractual, Continental Resources Argentina asumirá la totalidad de los derechos y obligaciones correspondientes al porcentaje de participación cedido por Pluspetrol, pasando a integrar la Unión Transitoria con una participación del 90% del área.
Por su parte, Gas y Petróleo del Neuquén conservará el 10% restante, manteniendo la participación del Estado provincial dentro del esquema societario del bloque, en línea con la política de resguardo de los intereses públicos en los desarrollos estratégicos.
Desde el Ejecutivo neuquino señalaron que la aprobación apunta a fortalecer el desarrollo de Vaca Muerta, atraer inversiones internacionales y consolidar el perfil productivo y exportador del sector hidrocarburífero. Los Toldos II Oeste es considerada un área clave dentro del mapa de expansión del shale oil y shale gas, con alto potencial productivo.
Impacto positivo
En su mensaje, Horacio Marín remarcó la importancia de la decisión provincial y el impacto positivo que tendrá en la actividad, tanto en términos de inversión como de generación de empleo y aumento de la producción. La autorización neuquina se enmarca en una estrategia de largo plazo para potenciar la competitividad de la cuenca y garantizar previsibilidad a los proyectos energéticos.
La Cuenca Neuquina sostuvo el salto productivo que empujó a la Argentina a niveles máximos de extracción y a un superávit energético relevante. El año dejó avances en evacuación de crudo, acuerdos para abrir mercados regionales de gas y una hoja de ruta para el GNL. También expuso límites: cuellos de botella, presión sobre rutas y servicios, discusiones fiscales y un frente socioambiental que sigue activo.
La agenda de Vaca Muerta en 2025 combinó una foto de expansión con una película de tensiones. La producción nacional de petróleo quebró marcas históricas en el segundo semestre, con un pico que volvió a poner al país por encima de su récord de fines de los 90, traccionado por el shale.
Ese crecimiento, que se apalancó en el no convencional mientras el convencional siguió en declino, reordenó prioridades públicas y privadas. El foco se desplazó desde “cómo producir más” hacia “cómo evacuar, financiar, industrializar y exportar” sin que la infraestructura y los costos se conviertan en el freno del ciclo.
El 2025 dejó un dato estructural: el shale ya no funciona como promesa sino como base del abastecimiento y de las exportaciones incrementales. El salto de producción permitió que la balanza energética sostuviera un superávit significativo, con impacto directo en el frente externo.
Sin embargo, el año también mostró la lógica propia del no convencional: mantener el nivel exige perforación y fractura constantes por la rápida declinación de los pozos. En el tramo final, el crecimiento se volvió más “administrado”, con señales de estabilización mensual, en parte por el cierre de planes anuales de inversión y por restricciones logísticas que aparecen cada vez que la actividad se acelera.
La infraestructura como condición: oleoductos, puertos y audiencias ambientales
Si 2024 instaló el debate sobre capacidad de transporte, 2025 lo convirtió en agenda de ejecución. Río Negro buscó capitalizar su rol territorial como corredor y plataforma logística, con el puerto de San Antonio Este como nodo de cargas para proyectos de evacuación y exportación. En paralelo, la provincia avanzó en el procedimiento ambiental para ampliar la capacidad de transporte hacia Allen, con la audiencia pública del oleoducto Duplicar Norte en Cipolletti y un eje repetido por cámaras y gremios: empleo local, formación y gestión ambiental durante obra y operación.
Neuquén, por su parte, sostuvo una línea política consistente: sin rutas, servicios y seguridad operativa en las áreas, la curva de producción pierde previsibilidad. El planteo provincial volvió a poner sobre la mesa el costo territorial del boom: tránsito pesado, siniestralidad en rutas petroleras, presión sobre agua y saneamiento, y demandas de financiamiento para obras críticas.
GNL y mercados: de la promesa global a los contratos regionales
En gas, 2025 dejó un movimiento doble. Por un lado, creció la discusión sobre proyectos de licuefacción como salida estructural para un mercado interno ya cubierto y para una producción que necesita exportación para justificar nuevas inversiones. En esa lógica, el año consolidó la narrativa del “salto exportador” como objetivo sectorial, con estimaciones que ponen el umbral de actividad en torno a cientos de pozos por año y decenas de miles de millones de dólares de inversión anual para sostener la expansión.
Cómo es el plan anticíclico de YPF para sostener inversiones pese a la caída del precio del petróleo Por otro lado —más inmediato— el shale gas empezó a afirmarse en el mapa regional antes del GNL: acuerdos de suministro y negociaciones con Chile, Uruguay y Brasil mostraron que el gas neuquino ya compite por demanda firme en países vecinos, aunque condicionado por capacidad de transporte y por la disponibilidad de rutas de evacuación (incluida la opción Bolivia como corredor).
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En el plano corporativo, YPF colocó el proyecto Argentina LNG en el centro de su estrategia 2025–2026, con una secuencia de socios, financiamiento y definición de cronogramas que se volvió tema de mercado. La discusión sobre “quién se suma” y “en qué etapa” reflejó una realidad: para escalar el GNL, la Argentina necesita contratos, capital y ejecución simultánea en upstream, ductos y terminales.
El 2025 instaló un debate específico para Neuquén: cómo encuadrar inversiones de upstream —en particular las orientadas a incrementos de producción— dentro del régimen de incentivos, y qué contrapartidas territoriales se exigen para acompañar políticamente la hoja de ruta del Presupuesto. La discusión se apoyó en una premisa: Vaca Muerta aporta recaudación, divisas y actividad, pero demanda infraestructura que hoy se financia de manera fragmentada entre Nación, provincias y privados.
Río Negro, en tanto, reforzó su posicionamiento como sede de infraestructura para exportación (puerto, logística, servicios) y como jurisdicción que busca transformar ese rol en actividad y empleo, con foco en la cadena de valor asociada a oleoductos y GNL.
Ambiente y licencia social
El frente socioambiental no se retiró de la agenda en 2025: se reconfiguró. Hubo más discusión técnica sobre monitoreo, líneas de base y atribución de impactos, y también más judicialización. En ese marco, un fallo de la Corte Suprema que rechazó una cautelar contra varias operadoras por supuestos daños ambientales volvió a marcar un estándar: para medidas urgentes, la Justicia exigió hechos concretos, delimitación clara y vinculación específica entre daño y conducta.
En paralelo, la conversación pública sumó episodios de sismicidad percibida en zonas cercanas a la actividad no convencional y reactivó pedidos de información sobre monitoreo, coordinación con organismos técnicos y protocolos de comunicación. Según el Observatorio de Sismicidad Inducida, el 2025 fue “el año de los 100 sismos”, clara señal de alerta.
Para gobiernos y empresas, el desafío se concentró en sostener ritmo de obra sin deteriorar la confianza social, especialmente en localidades que conviven con fractura, perforación y tránsito pesado.
En la provincia de Neuquén, particularmente, el gobernador tuvo como lema “el gas de Vaca Muerta, primero para los neuquinos” y encabezó una serie de obras que llevaron el servicio a poblados pequeños y postergados que veían como el recurso pasaba frente a sus casas, pero sin poder usarlo.
Lo que dejó 2025
Entre las virtudes y aciertos que dejó este año, vale destacar la consolidación productiva del shale como base del crecimiento petrolero y del superávit energético; el avance de obras y tramitaciones para destrabar evacuación de crudo, con Río Negro como pieza logística relevante; y los primeros pasos de una estrategia exportadora de gas por mercados regionales mientras el GNL madura.
Fuentes de la Secretaría de Energía plantearon que la Argentina en la actualidad no tiene problemas de infraestructura para evacuar la producción creciente de petróleo, a diferencia de lo que ocurre con el shale gas donde los gasoductos trabajan al límite de su capacidad.
La saturación de las posibilidades de evacuación no se reproducen en el caso del petróleo, al que las principales operadoras de Vaca Muerta están orientando su inversión inmediata, ya que “existen oleoductos a Bahía Blanca y a Chile que pueden aguantar 250.000 barriles adicionales de transporte”, explicaron desde la Secretaría.
EFICAZ
Bajo este contexto, en el gobierno nacional confían en que “Argentina no tendrá problema de infraestructura por los próximos dos años para facilitar las exportaciones” de crudo que desde 2020 ya programan las principales operadoras.
“Exportamos petróleo todos los meses porque somos excedentarios en el tipo de crudo denominado Escalante y lo mismo va a ocurrir con el petróleo de Vaca Muerta”, remarcaron.
En lo que respecta al oleoducto trasandino, el tramo argentino es propiedad de YPF y esta “en buenas condiciones”, mientras que del lado chileno es propiedad de Enap y requiere trabajos de recuperación.
“No es mucha la inversión que hace fata, con lo cual va a estar refaccionado para abastecer una refinería que tienen vinculada y que está prácticamente sin operación por la falta de crudo argentino como para exportar de Chile a a través de los puertos del Pacífico”, dijeron las mismas fuentes.
El Oleoducto Trasandino Estenssoro-Pedrals -que entró en funcionamiento en los 90- conecta los yacimientos argentinos de petróleo ubicados en la provincia de Neuquén con la Refinería Bío Bío, en Chile.
Ambas organizaciones trabajarán de forma articulada en aspectos vinculados a la planificación, infraestructura y fortalecimiento institucional del proyecto.
TBSA firmó un acuerdo de colaboración con la Asociación de Parques Industriales Argentinos (APIA) con el objetivo de avanzar de manera conjunta en la consolidación del proyecto Distrito Energético de Vaca Muerta, una iniciativa considerada clave para el desarrollo ordenado y sustentable de la actividad hidrocarburífera.
El convenio fue suscripto por Sebastián Cantero, CEO de TBSA, junto a Rodolfo Games, presidente de APIA, y Guillermo Guassardi, vicepresidente de la entidad. A partir de este entendimiento, ambas organizaciones trabajarán de forma articulada en aspectos vinculados a la planificación, infraestructura y fortalecimiento institucional del proyecto.
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Según se informó, el Distrito Energético de Vaca Muerta apunta a concentrar y organizar la actividad industrial asociada al desarrollo hidrocarburífero, promoviendo un uso eficiente del territorio, la mejora de servicios y la incorporación de criterios de sustentabilidad ambiental. La iniciativa busca, además, generar condiciones favorables para la radicación de empresas y la atracción de inversiones en la región.
Desde TBSA y APIA destacaron que la articulación permitirá aprovechar la experiencia de la Asociación de Parques Industriales Argentinos en el desarrollo y gestión de parques industriales, aportando herramientas técnicas y estratégicas para acompañar el crecimiento de uno de los principales polos energéticos del país.
Con el acompañamiento de La Segunda Seguros y Avalian como socios estratégicos, ZLT avanza en el desarrollo de un nuevo polo industrial en Añelo, Neuquén, el corazón productivo del país.
ZLT continúa fortaleciendo su presencia en Vaca Muerta con el desarrollo del primer parque industrial privado de la región, un proyecto que busca acompañar el crecimiento de la infraestructura y fortalecer la competitividad logística de las empresas proveedoras del sector Oil & Gas. La compañía, que ya impulsa el complejo habitacional Álamos —operativo hace más de un año en Añelo—, suma ahora una nueva propuesta orientada a consolidar infraestructura clave para el crecimiento energético del país.
Con el apoyo de socios estratégicos como La Segunda y Avalian, ZLT avanza en la construcción de un polo productivo, el Parque Industrial Vaca Muerta, pensado para responder a las demandas crecientes del mayor yacimiento energético del país.
“Contar con aliados estratégicos como La Segunda Seguros y Avalian, nos permite impulsar un proyecto que eleva los estándares de infraestructura en Vaca Muerta. Su acompañamiento es clave para consolidar un parque industrial moderno, seguro y preparado para las necesidades de las empresas del sector”, destacó Gino Zavanella, Director de ZLT.
El Parque Industrial Vaca Muerta está ubicado sobre la Ruta 17 (km 5) en Añelo e inició sus obras en marzo, ya alcanzó un 60% de avance y tiene como fecha estimada de finalización junio de 2026. Con una inversión clave para la zona, el predio permitirá que más de 100 empresas se instalen en el corazón del shale neuquino, reduciendo tiempos de transporte y optimizando sus operaciones.
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Por su parte, Mario Castellini, Gerente General de La Segunda Seguros, expresó: “Nos llena de orgullo formar parte, junto a ZLT y Avalian, del desarrollo de este parque industrial estratégico. Esta iniciativa representa una inversión concreta para fortalecer el crecimiento sostenido de la región y de la cadena de valor energética. Estamos convencidos de que proyectos como este son fundamentales para consolidar el rol de Vaca Muerta como motor del desarrollo económico argentino en las próximas décadas”.
Mientras que, Guillermo Bulleri, Gerente General de Avalian, señaló: “Sumarnos al desarrollo del Parque Industrial Vaca Muerta reafirma nuestro compromiso con iniciativas que fortalezcan la competitividad y el crecimiento de regiones estratégicas del país, como lo es la Patagonia y en especial la provincia de Neuquén. Avalian es una compañía con espíritu federal y junto a La Segunda, nos aliamos con ZLT para acercar nuestros servicios y potenciar un desarrollo a la altura de uno de los polos productivos más importantes del país”.
El desarrollo contempla una superficie total de 34 hectáreas con 103 lotes escriturables, combinables y flexibles, que van desde 1.350 m² hasta 27.000 m², permitiendo la radicación de compañías de distintas escalas dentro de la amplia cadena de valor del Oil & Gas.
Este proyecto se suma a la presencia activa que ZLT ya tiene en Añelo, especialmente a través del complejo habitacional Álamos, que cuenta con 114 viviendas operativas desde hace más de un año y medio. Con esta nueva iniciativa industrial, ZLT reafirma su compromiso con el crecimiento sustentable del ecosistema energético, impulsando infraestructura de calidad y soluciones que acompañan la expansión de Vaca Muerta.
Sobre las empresas
ZLT es una empresa líder en el desarrollo, gestión y administración de negocios en Argentina y en el exterior. Se especializa en proyectos de nicho, de gran escala y alta rentabilidad. La empresa se distingue por su compromiso, transparencia y visión innovadora, lo que le permite generar alianzas y construir relaciones de largo plazo con socios estratégicos.
La Segunda Seguros es un Grupo Asegurador argentino, de origen cooperativo, con más de 90 años en el mercado y presencia en todo el país. Siendo la cuarta aseguradora con mayor facturación a nivel nacional se posiciona entre las empresas líderes del mercado asegurador.
El Gobierno de Bolivia anunció el retorno al régimen de precios variables para los derivados del petróleo, una política que no se aplicaba desde hace 28 años y que marca un giro estructural en la gestión de combustibles, en un contexto de caída de ingresos por exportación de gas y aumento sostenido de las importaciones de diésel.
El anuncio fue realizado por el ministro de Hidrocarburos, Mauricio Medinaceli, durante una conferencia de prensa en la ciudad de Santa Cruz (este), donde explicó los alcances del Título VI del Decreto Supremo 5503, dedicado a la “Estabilización de precios, combustibles y energía”.
Según el ministro, la medida busca asegurar el abastecimiento interno, reducir las filas en estaciones de servicio, preservar la estabilidad macroeconómica y ordenar el consumo.
“El objetivo del decreto es claro: garantizar el abastecimiento y la estabilidad”, afirmó Medinaceli, quien precisó que la norma incorpora una metodología técnica para la formación de precios y no responde únicamente a un ajuste impositivo.
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Subrayó que el nuevo esquema introduce referencias de mercado y márgenes definidos, además de un rediseño en la relación contractual entre los estatales Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) y los productores.
Medinaceli agregó que el retorno al régimen de precios variables también tendrá un impacto positivo en la recaudación del Impuesto Directo a los Hidrocarburos (IDH), lo que permitirá mayores transferencias a gobernaciones, municipios y universidades públicas.
El titular de Hidrocarburos justificó la medida al señalar que el esquema de precios congelados se volvió insostenible.
“La caída de los precios y de las exportaciones de gas se volvió insostenible el esquema de subsidios, mientras las importaciones de diésel crecían de forma acelerada”, advirtió.
El consumo de diésel en Bolivia se redujo en un 50 por ciento desde la entrada en vigor del Decreto Supremo 5503, que elimina la subvención a los hidrocarburos, informó el ministro de Hidrocarburos y Energías, Mauricio Medinaceli.
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En conferencia de prensa, el ministro aseveró que la medida, que ajustó precios y eliminó subsidios al combustible, busca frenar el contrabando, evitar la escasez recurrente de hidrocarburos y ordenar el mercado interno.
“Desde la aprobación de este decreto, el consumo de diésel ha caído aproximadamente un 50 %, y estimamos que se estabiliza entre 30 y 40 %”, explicaron a los periodistas Medinaceli, acompañados por Yussef Akly, viceministro de Comercialización de Hidrocarburos.
El funcionario señaló que la medida tiene un efecto directo sobre la demanda distorsionada por años de subsidios y desvíos ilegales de combustible, principalmente al contrabando a países vecinos.
En ese contexto, el ministro recordó que antes de la vigencia del decreto, se registraban largas filas de autobuses de transporte público interdepartamental y camiones de carga pesada estacionados para aprovisionarse de diésel y trasladarlo posteriormente a otros países.
Medinaceli calificó esta situación de tráfico masivo irregular como una práctica que se había “institucionalizado a gran escala”, y que generaba ganancias de entre 2 y 3 millones de dólares por día para redes de contrabandistas.
El titular de la cartera de Hidrocarburos enfatizó que el Decreto Supremo 5503 busca solucionar ese esquema de corrupción, ya que “la clave era quitarles el negocio a estas personas”.
En un contexto en el que Chile lidera la generación renovable en Sudamérica, la falta de una regulación moderna para redes eléctricas podría transformarse en el principal obstáculo de su transición energética.
Así lo planteó Gianluca Palumbo, CEO de Enel Chile, durante su participación en Future Energy Summit (FES) Chile 2025, donde señaló que la infraestructura no ha seguido el ritmo de la transformación energética ni en planificación ni en digitalización.
“Si no somos capaces de regular mejor las redes, no vamos a llegar a ninguna parte”, advirtió el ejecutivo, dejando en claro que el cuello de botella ya no está en la generación, sino en la falta de reglas que permitan desplegar infraestructura moderna, resiliente y digital.
Actualmente, el sistema enfrenta un desequilibrio estructural: hay más energía renovable disponible que demanda capaz de absorberla. Esto no solo genera una sobreoferta crónica, sino que además deja sin uso pleno la inversión realizada en nuevas plantas solares y eólicas.
“Tenemos mucha energía renovable, pero no suficiente demanda”, explicó Palumbo, remarcando que el problema central no está en la generación, sino en la red.
Desde su perspectiva, la infraestructura de transmisión y distribución debería ser el eje del sistema energético actual.
En lugar de funcionar como un elemento pasivo, debe operar como una plataforma digital, flexible y resiliente, capaz de adaptarse al crecimiento de la electrificación, los cambios en el consumo y los eventos climáticos extremos. Esto implica incorporar tecnologías como medidores inteligentes, automatización de nodos y monitoreo en tiempo real.
Una de las críticas más directas del ejecutivo estuvo dirigida al vacío regulatorio que impide el desarrollo de redes modernas. Señaló que, sin un marco normativo claro, predecible y de largo plazo, las decisiones de inversión en infraestructura quedan paralizadas.
“Cuando no hay señales claras, es difícil tomar decisiones de inversión que requieren años de desarrollo”, sostuvo.
El contexto se vuelve aún más desafiante si se considera que la transición energética no solo exige generación renovable, sino también un cambio profundo en el consumo.
En ese sentido, electrificar la economía —desde el transporte hasta los hogares y la industria— es una condición necesaria para equilibrar el sistema. Palumbo propuso acelerar el crecimiento de la demanda a través de la movilidad eléctrica, climatización con bombas de calor, expansión de data centers y digitalización de procesos industriales.
“La manera de crear demanda eléctrica es electrificando la economía”, apuntó, y destacó que esta estrategia ya se aplica en países como Italia y Colombia.
En el caso chileno, agregó, el desafío no es tecnológico, sino normativo. Las herramientas existen, y los recursos están desplegados, pero falta alineamiento institucional.
Además de la digitalización, Palumbo planteó que el futuro del sistema pasará por una visión híbrida y multifuente, donde plantas eólicas y solares trabajen integradas con almacenamiento, baterías, hidrógeno y otros servicios de red.
“La planta del futuro es una planta híbrida, que puede entregar no solo energía, sino también capacidad de respuesta al sistema”, señaló.
Esa visión exige también un nuevo modelo de relación entre reguladores, empresas y consumidores, con reglas adaptadas a un ecosistema más dinámico y descentralizado. En este punto, Palumbo trajo a colación experiencias internacionales donde, según explicó, la modernización regulatoria ha permitido desplegar infraestructura eléctrica con visión sistémica.
“La red no puede ser un cuello de botella. Tiene que ser una plataforma que habilite el sistema energético del futuro”, dijo fuera de micrófono al terminar su intervención.
Para él, Chile tiene el potencial de liderar la electrificación de Sudamérica, pero solo si redefine con urgencia las reglas del juego.
“Monitoreamos en tiempo real los sistemas de almacenamiento para anticiparnos a cualquier falla y optimizar la operación”, reveló Jorge Cabrera, Business Development Manager de Sungrow Power Supply, al presentar el nuevo centro de monitoreo que la empresa inauguró semanas atrás en Santiago de Chile.
Desde el hub en Santiago, Sungrow gestiona el seguimiento en tiempo real de variables críticas en sistemas de almacenamiento —como temperatura, voltaje de celdas y estado de carga—, lo que permite emitir alertas tempranas y activar cuadrillas técnicas ante cualquier evento. El servicio incluye reportes mensuales con KPI clave para asegurar trazabilidad y eficiencia operativa.
“Esta plataforma nos permite tomar decisiones técnicas al instante, sin depender de soporte externo, lo que acorta los tiempos de respuesta y mejora la continuidad operativa”, subrayó Cabrera durante su participación en el Future Energy Summit (FES) Southern Cone.
Con esta infraestructura, la firma tecnológica refuerza su presencia operativa en la región, donde ya supera los 5 GW de potencia fotovoltaica.
Este centro se complementa con un service center ubicado en Renca, que integra un laboratorio de reparación, un almacén de repuestos y un espacio de entrenamiento técnico para colaboradores y empresas clientes.
“Diseñamos soluciones adaptadas a cada proyecto, como un traje a medida, para abordar cada necesidad con agilidad técnica”, expresó el ejecutivo.
La estrategia está orientada a uno de los objetivos más sensibles para los operadores de activos: la reducción del OPEX. Según el ejecutivo, el soporte local es decisivo: “Nuestro objetivo es mitigar riesgos durante la operación y reducir costos, con disponibilidad de repuestos, actualizaciones constantes y personal certificado en terreno”.
“Profesionalizamos a los equipos de nuestros clientes para que tengan autonomía y velocidad de respuesta”, sostuvo Cabrera. El centro de entrenamiento también apunta a reducir dependencia externa para mantenimientos rutinarios.
Actualmente, la empresa opera en más de 10 países latinoamericanos, y su despliegue logístico incluye oficinas en cuatro mercados clave, además de ocho almacenes distribuidos entre la región andina y el Caribe, y cuatro más en Brasil. En ese país, Sungrow ya cuenta con 15 GW en operación y un equipo técnico dedicado.
Como parte de su expansión, la firma también lidera proyectos en el segmento de almacenamiento, con 10 GWh asegurados en la región, de los cuales 3,1 GWh ya están en operación comercial (COD), 3 GWh en fase de comisionamiento y 4 GWh garantizados para el primer trimestre de 2026.
Según informó Energía Estratégica, en Colombia, Sungrow opera la batería más grande del país y despliega 1,4 GW en ese mercado.En paralelo, ha acumulado 25 GW de potencia solar instalada en Latinoamérica, de los cuales 8,5 GW se concentran en países hispanohablantes.
“No solo entregamos tecnología; construimos soluciones junto al cliente para acompañarlo durante toda la vida útil del proyecto”, concluyó Cabrera, reafirmando el posicionamiento de la compañía como proveedor integral para desarrolladores y operadoras de renovables en la región.
A través de una serie de resoluciones, que van desde la 823 hasta las 842/2025, el ENRE oficializó los incrementos en las tarifas de suministro de electricidad por redes domiciliarias que rigen desde el 1 de enero y que, en promedio, tienen una incidencia del 2,5 % contra el mes inmediato anterior en el AMBA.
La suba es producto del traslado a precios de la actualización del Precio Estabilizado de la Energía (3,88 %), del Precio del Transporte en Alta Tensión (1,88 %), y del Costo Propio de Distribución (2,24 %), que incluye el ajuste mensual de 0,36% hasta noviembre de 2027 por la aplicación de la Revisión Quinquenal de Tarifas (RQT).
La actualización tarifaria comprende a las Transportadoras Transener, Transba, Transpa, Transnoa, Transnea, Transportel Minera, Transacue, DPEC, Enecor, Edersa, Litsa, Limsa, Yacylec, y a las Distribuidoras en el AMBA, Edenor y Edesur.
Los nuevos cuadros tarifarios conservan la discriminación para el cálculo de las facturas entre los Usuarios Nivel 1 (de altos ingresos), N2 (bajos ingresos) y N3 (Ingresos medios), lo que implica “bonificaciones” para las dos últimas, hasta un nivel base de consumo (350 kW/h mes para el N2 y 250 kW/h para el N3). El consumo excedente se factura a tarifa plena.
Amodo de ejemplo cabe indicar que para un usuario N3 de Edesur categoría R3 -con un consumo de 401 a 500 kW/h mes- tendrá un Cargo Fijo de $ 9.576, con un Cargo Variable de $ 78,15 por kW hasta los 250 kW/h, y de $ 125,37 para el consumo excedente.
En los próximos días el ministerio de Economía dejará de lado este esquema y lo reemplazará por otro de sólo dos categoría de usuarios: Con, y Sin Subsidios, para avanzar en la eliminación de tales subsidios tarifarios estatales.
Con temperaturas inferiores en promedio respecto al mismo mes del año anterior, en noviembre de 2025 se registró un descenso de la demanda de energía eléctrica de -3,2 %, al alcanzar los 10.712,3 GWh a nivel nacional. En once meses del año que acaba de terminar acumuló una caída de -0,4 por ciento, informó la Fundación Fundelec.
Por su parte, las distribuidoras de Capital y GBA tuvieron una baja de -3,9 % en la comparación interanual. También, descendieron los consumos residenciales, comerciales e industriales en todo el país.
DATOS DE NOVIEMBRE 2025 En noviembre de 2025, la demanda neta total del MEM fue de 10.712,3 GWh; mientras que en noviembre del año anterior había sido de 10.064,9 GWh. Por lo tanto, la comparación interanual evidencia un descenso de -3,2 %. Se trata del consumo más bajo para este mes desde 2021, cuya demanda había sido de 10.560,7 GWh.
Por su parte, en noviembre último se dió un crecimiento intermensual de 1,2 %, con respecto a octubre de 2025, cuando la demanda había alcanzado los 10.585,1 GWh. Aún se mantiene el día 10 de febrero de 2025 como el registro del máximo histórico de demanda de potencia en el SADI con una marca de 30.257 MW a las 14:47 y una temperatura en GBA de 37.9 C°.
En cuanto a la demanda residencial de noviembre último, alcanzó el 43 % del total país con una caída de -2,8 % respecto al mismo mes del año anterior.
En tanto, la demanda comercial descendió un 6,5 %, siendo un 28 % del consumo total. Y la demanda industrial reflejó un 29 %, con un decrecimiento en el mes del orden del – 0,4 %, aproximadamente.
EL CONSUMO EN LOS ÚLTIMOS MESES La demanda eléctrica registró en los últimos doce meses (incluido noviembre de 2025): 8 meses de baja (diciembre de 2024, -2,2 %; marzo de 2025, -2,5 %; abril, -1,8 %; mayo, -10,4 %; julio, -2,5 %; agosto, -3,7 %; octubre, -0,9 %; y noviembre de 2025, -3,2 %) y 4 meses de suba (enero de 2025, 4 %; febrero, 0,5 %; junio, 13 %; y septiembre de 2025, 3,9 %). El año móvil (últimos doce meses) presentó una caída de -0,6 por ciento.
CONSUMO MENSUAL A NIVEL REGIONAL En cuanto al consumo por provincia, en noviembre, 16 fueron las provincias y/o empresas que marcaron descensos: Misiones (-33 %), Formosa (-12 %), Chaco (-11 %), Corrientes (-10 %), Santa Fe (-5 %), EDEN, La Rioja, Mendoza (-4 %), Entre Ríos, San Juan, San Luis (-3 %), EDES, Córdoba y EDELAP (-1 %), entre otros.
Por su parte, 11 provincias y/o empresas presentaron ascensos en el consumo: Santa Cruz (13 %), Chubut (10 %), Neuquén (9 %), Santiago del Estero (6 %), Jujuy, EDEA (4 %), Río Negro, Tucumán (3 %), Salta, Catamarca (2 %) y La Pampa (1 %).
En lo que respecta al detalle de las distribuidoras de Capital y GBA, que cubrieron 30 % del consumo del país y totalizaron un descenso conjunto de -3,9 %, los registros de CAMMESA indican que EDENOR tuvo una caída de -3 %, mientras que en EDESUR la demanda descendió -4,6 %.
Observando las temperaturas, el mes de noviembre de 2025 fue menos caluroso en comparación con noviembre de 2024. La temperatura media fue de 20.6 °C, mientras que en el mismo mes del año anterior fue 22.4 °C, y la histórica es de 20.3 °C.
DATOS DE GENERACIÓN
La generación térmica es la principal fuente utilizada para satisfacer la demanda, aunque se destaca que la generación hidráulica ocupó el segundo lugar al desplazar a las energías alternativas (fotovoltaica y eólica) que representan un aporte similar.
En noviembre, la generación hidráulica presentó una variación positiva del 6,4 %. Por su parte, la potencia instalada es de 43.930 MW, donde el 57 % corresponde a fuente de origen térmico y un 39 % de origen renovable (alternativa e hidráulica).
Así, en noviembre siguió liderando ampliamente la generación térmica con un aporte de producción de 45,25 % de los requerimientos. Las centrales hidroeléctricas aportaron para cubrir el 25,32 % de la demanda, las nucleares proveyeron el 8,15 %, y las generadoras de fuentes alternativas 21,12 % del total. Por otra parte, la importación representó el 0,16 % de la demanda cubierta.
El Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) informó en relación al evento sucedido el día de hoy (31 de diciembre) en la Subestación Bosques, el cual provocó interrupciones en el suministro eléctrico a 1.085.000 usuarios de Edesur, que durante la mañana se desplegó personal técnico del Ente en las instalaciones de la subestación a fin de efectuar las inspecciones correspondientes, documentar el evento y avanzar en un informe preliminar.
En este sentido se solicitó a la distribuidora Edesur un informe técnico detallado sobre las causas del evento, las acciones realizadas y las tareas previstas para la subestación con sus plazos correspondientes.
Cabe señalar que el ENRE solicitó oportunamente a las distribuidoras la presentación de los respectivos Planes Verano a través de los que cada empresa proyectó la operación y mantenimiento de la red durante la temporada estival.
En este sentido, el Ente Regulador planteó a las empresas la necesidad de reforzar estos planes para garantizar la normal prestación del servicio eléctrico en el periodo de mayor demanda.
La falla fue en un interruptor de acoplador de barras de la subestación transformadora Bosques, ubicada en Florencio Varela.
La falla en un interruptor de acoplador de barras de la subestación transformadora Bosques de la distribuidora Edesur provocó un apagón que dejó a 1.083.000 usuarios sin electricidad durante la madrugada de este miércoles. En esta nota, EconoJournal publica las fotos de la sobrecarga en la subestación de Edesur.
El apagón se produjo a las 00.55 en medio de la ola de calor que mantiene bajo alerta naranaja a la Ciudad de Buenos Aires. En efecto, la temperatura en el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA) al momento de la falla era de 30°.
En ese sentido, Cammesa, la compañía que administra el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), este miércoles registró una demanda de energía eléctrica de 27.816 MW en todo el país. La proyección de la empresa mixta para este 31 de diciembre es de 26.966 MW.
La subestación donde se produjo la falla está ubicada en Florencio Varela y es uno de los principales nodos de distribución de Edesuren el corredor sur del AMBA. Cuenta con tres transformadores de 300 MVA de potencia.
El apagón en el área de Edesur se produjo a las 00.55 en medio de una ola de calor.
Edesur: las fotos que explican el apagón
En total, 1.083.000 usuarios sufrieron el corte de luz debido a la falla registrada en la subestación transformadora Bosques. La cifra representa al 40 por ciento del total de los usuarios que abastace Edesur. De allí, el impacto general que tuvo el apagón.
Mientras que el desperfecto ocurrió a las 0.55 de la madrugada, a través de un tuit Edesur aseguró que para las 4.30 el servicio ya había sido restablecido para el 97% de los hogares afectados.
«Edesur agradece al personal que trabajó toda la madrugada para restituir el suministro en tiempo récord y pide disculpas a los clientes por las molestias ocasionadas», sostiene el tuit que publicó la empresa a las 5.10 am.
Estas son las fotos de la falla que derivó en el apagón de Edesur.
La subestación Bosques es uno de los principales nodos de distribución de Edesur en el corredor sur del AMBA.
Casi un 40% del universo total de usuarios de Edesur se quedó sin electricidad. Edesur informó que para las 4.30 de la madrugada el servicio eléctrico ya estaba restablecido para 97% de los hogares afectados por el corte masivo.Fuentes del mercado eléctrico afirmaron que será clave saber cómo reingresan en operación las centrales termoeléctricas que salieron de despacho por la falla en la subestación Bosques.Se vieron afectados 1.083.000 usuarios de la zona sur de la Ciudad de Buenos Aires y de localidades del Conurbano.La subestación Bosques de Edesur cuenta con tres transformadores de 300 MVA de potencia.El inconveniente fue en el interruptor de acoplador de barras, que es un dispositivo clave para flexibilizar la operación de la estación transformadora.
Después de una jornada de calor intenso, un corte masivo dejó sin servicio a miles de usuarios de Edesur en el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA). La interrupción se registró pasadas las 22 del martes, cuando la demanda energética alcanzó niveles críticos y la temperatura seguía por encima de los 30°C.
Varias horas después, Edesur emitió un comunicado para explicar el origen del apagón. “Una falla en la Subestación Bosques generó una afectación que alcanza a diferentes subestaciones de Capital Federal y el Conurbano”, informaron.
INFORMACIÓN IMPORTANTE‼️
Una falla en la Subestación Bosques generó una afectación que alcanza a diferentes subestaciones de Capital Federal y el Conurbano.
Nuestros equipos técnicos ya se encuentran trabajando en la zona.
A través de su cuenta oficial en X (antes Twitter), la empresa aseguró que los equipos técnicos ya estaban trabajando en la zona y, aunque no precisaron un horario para la normalización total, señalaron que “el suministro será restablecido en etapas”.
A las 4 de la mañana, el servicio recién volvía para el 50% de la población afectada. Mientras que cerca de las 4:30, la distribuidora informó que “más del 96% de los clientes afectados” había recuperado el servicio, aunque todavía continuaban los trabajos para restablecer la totalidad del suministro. “Edesur agradece al personal que trabajó toda la madrugada para restituir el suministro en tiempo récord y pide disculpas a los clientes por las molestias ocasionadas”, finalizó el comunicado a través de X.
EVENTO SUBESTACIÓN BOSQUES ‼️
Edesur informa que a las 4.26 am el 96% de los clientes afectados cuenta con suministro. pic.twitter.com/vTA8lOvfby
En las horas siguientes, las cifras comenzaron a reordenarse. Mientras el reporte oficial todavía mostraba 952.036 usuarios afectados, dato que incluía distintos niveles de interrupciones y tiempos de actualización, el registro se fue corrigiendo con el correr de la madrugada. Hacia las 5 de la mañana, el total de hogares sin suministro quedó finalmente en 35.784, y la empresa anticipó que en la mayoría de las zonas el servicio terminaría de normalizarse antes de las 10.
Actualmente, según el Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE), hay 19.563 usuarios sin suministro eléctrico, por lo que la gran mayoría ya recuperó total o parcialmente el servicio.
El corte alcanzó con fuerza a zonas porteñas como Recoleta, Monserrat, Villa del Parque y Villa Crespo, uno de los barrios más golpeados por la interrupción del suministro, además de distritos del sur del Gran Buenos Aires, en una noche sofocante y sin alivio térmico.
El Gobierno nacional aumentó el impuesto a los combustibles líquidos y dióxido de carbono para enero, lo que impactará en los valores de la nafta y el gasoil. La medida fue oficializada este miércoles el Boletín Oficial, a través del Decreto 929/2025.
A partir del primer día del próximo año, las empresas productoras, importadoras y comercializadoras de combustibles deberán aplicar los nuevos montos para la liquidación de los impuestos.
De esta manera, el Ejecutivo estableció que para las naftas se aplicará una suba de $17,291 en el impuesto sobre los combustibles líquidos y de $1,059 por litro en el impuesto al dióxido de carbono.
En el caso del gasoil, el aumento será de $14,390 por litro para el gravamen general, $7,792 para la alícuota diferencial que rige en regiones como la Patagonia y zonas específicas del interior del país, y $1,640 por litro por el gravamen al CO.
Desde el Gobierno justificaron en el documento que la suba resulta necesaria para “continuar estimulando el crecimiento de la economía a través de un sendero fiscal sostenible”. El aumento se da en el marco de una serie de actualizaciones mensuales que se realizan desde 2024.
Desde 2018, el impuesto sobre los combustibles líquidos y el impuesto al dióxido de carbono se actualizan cada tres meses siguiendo la evolución de la inflación, pero distintas administraciones resolvieron posponer su aplicación para contener el impacto en los precios de venta al público.
El impuesto al dióxido de carbono grava específicamente la emisión de gases contaminantes generados por el uso de combustibles fósiles y se cobra como un monto fijo por litro, sumándose al impuesto principal de los combustibles líquidos. Aunque representa un porcentaje menor de la carga impositiva, se actualiza de forma automática junto con el resto de los tributos para mantener su valor real en términos fiscales y ambientales.
A finales de noviembre, el Gobierno prorrogó un nuevo aumento de impuestos a los combustibles y ordenó que la suba de los tributos que quedó pendiente de 2024, sumada a las actualizaciones que correspondían a los primeros tres trimestres de 2025, recién se aplicará a partir del 1° de enero de 2026 para la nafta súper, virgen y el gasoil.
Por los incrementos de precios, la venta de combustibles al público nuevamente mostró en noviembre de 2025 una caída interanual, del 6,5%.
La baja fue muy pronunciada en el caso del gasoil, que se preciító 18,6%, según datos de Surtidores.com. Se trata del combustible que utiliza para operarel mundo productivo.
En promedio, se comercializaron 1.376.311 m³, frente a 1.472.085,27 m³ del mismo mes de 2024, lo que representa un 6,51 por ciento menos. En relación a octubre de 2025, la demanda bajó 1,67 por ciento, teniendo en cuenta que octubre tuvo 31 días y noviembre 30.
Los combustibles Premium se mantuvieron estables: la nafta Premium aumentó 1,08 por ciento interanual y el gasoil Grado 3, 0,5 por ciento. La nafta súper cayó 3,42 por ciento, mientras que el diésel Grado 2 lo hizo en un 18,63 por ciento, reflejando una menor demanda del sector productivo.
De las 24 provincias relevadas, solo Formosa vio crecer la demanda en el último año un 1,1 por ciento. Entre las que más retrocedieron se destacan Jujuy (-11,31%); Santa Cruz (-12,22%) y Córdoba (-13,72%). Con excepción de Gulf (+14,61%) todas las compañías vieron una caída en sus ventas respecto a noviembre del 2024.
El Gobierno nacional confirmó los cuadros tarifarios de luz que empezarán a regir en enero, con un aumento del 2,31% para Edenor y 2,24% para Edesur, en pleno apagón del servicio en gran parte del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA).
El incremento en el Costo Propio de Distribución (CPD) que las empresas trasladarán a los usuarios en el primer mes del 2026 se formalizó mediante las Resoluciones 841 y 842/2025, publicadas este miércoles en el Boletín Oficial.
En las normativas, se explicó que el ajuste surgió de la aplicación mensual de la fórmula de indexación prevista en el artículo 17 de la Resolución ENRE 304/2025, en base a la premisa de garantizar que la remuneración de la distribuidora conserve su valor real en cinco años.
Al respecto, se detalló que “el objetivo del mecanismo de actualización establecido es que el valor de la remuneración que percibe la distribuidora se mantenga durante todo el período tarifario de cinco años en términos reales”.
Para calcular la actualización, se toman las variaciones del Índice de Precios Internos al por Mayor (IPIM) y el Índice de Precios al Consumidor (IPC), publicados por el Instituto Nacional de Estadística y Censos (INDEC), que en noviembre fueron del 1,59% y 2,47%, respectivamente.
La fórmula de ajuste pondera en un 67 % el IPIM y en un 33 % el IPC, resultando así un aumento del 1,88 % en el CPD de la distribuidora antes de la actualización completa. Al incorporar el costo total, en enero el CPD de Edenor sube 2,31% respecto a diciembre y el de Edesur trepa 2,24% en relación al valor del mes previo.
Los textos oficiales destacaron que “que para el consumo base (y, en su caso, para el consumo excedente) de los usuarios Residenciales Nivel 2 y Nivel 3 se aplicarán las bonificaciones establecidas al valor del precio mayorista de la Energía correspondiente a los usuarios Residenciales Nivel 1, o las que se establezcan en el futuro, por la Secretaría de Energía”.
Con el comienzo del 2026, se pondrán en marcha el nuevo esquema de subsidios denominado Subsidios Energéticos Focalizados (SEF), que establece un tope de ingresos equivalente a 3 canastas básicas totales. Aquellos hogares en los que la suma de los ingresos de todos sus integrantes supere el monto del tope, dejarán de recibir subsidios, si aún contaban con el beneficio.
La suba de las facturas de electricidad se suman a las actualizaciones del gas y el agua, que también fueron comunicadas formalmente en esta última semana del año.
El Parque Solar San Rafael comenzó a operar de manera anticipada con la entrada en servicio de 140 MW, sobre un total de 180 MW de capacidad instalada, consolidándose como uno de los desarrollos solares más relevantes de la provincia.
El proyecto, construido por Genneia, representa una inversión de 180 millones de dólares y refuerza el rol estratégico de Mendoza en el desarrollo de infraestructura energética eficiente y sostenible.
Ubicado en el departamento de San Rafael, el parque cuenta con aproximadamente 400.000 paneles solares y se integra al sistema a través del Mercado a Término de Energía Renovable (MATER), abasteciendo a clientes privados con energía limpia y competitiva.
Su generación equivale al consumo eléctrico de alrededor de 135.000 hogares y contribuye de manera significativa a la diversificación de la matriz energética provincial.
“Este proyecto expresa con claridad el rumbo que viene consolidando Mendoza en materia energética: inversiones concretas, infraestructura moderna y desarrollo sostenible. La puesta en operación anticipada del Parque Solar San Rafael confirma que la provincia ofrece previsibilidad y condiciones técnicas para el crecimiento de las energías renovables”, dijo la ministra de Energía y Ambiente, Jimena Latorre.
Por su parte, Bernardo Andrews, director ejecutivo de Genneia, destacó que “la puesta en marcha del Parque Solar San Rafael representa un paso fundamental en nuestra estrategia de crecimiento. Este proyecto demuestra que es posible desarrollar infraestructura energética de gran escala, con impacto positivo en el ambiente y en las economías regionales, acompañando la demanda creciente de energía competitiva de la industria argentina”.
El Parque Solar San Rafael es el tercer desarrollo solar de Genneia en Mendoza y se emplaza en un predio de aproximadamente 500 hectáreas. Durante su etapa de construcción, la obra generó empleo para más de 300 trabajadores, con impacto directo en la economía local y en la cadena de proveedores regionales.
Expansión solar en Mendoza
Con estos avances, Mendoza se consolida como la provincia con mayor número de proyectos solares privados del país, como resultado de una planificación estatal sostenida, un diseño técnico coordinado desde Emesa y un clima de negocios estable que permitió atraer inversiones de gran escala.
Entre los principales desarrollos se destaca el Parque Solar Anchoris, también de Genneia, con 180 MW de potencia instalada, una inversión de USD 160 millones, más de 360.000 paneles bifaciales, capacidad para abastecer a 125.000 hogares, una reducción estimada de 220.000 toneladas de CO₂ anuales y más de 350 trabajadores involucrados durante su construcción. A ello se suma el Parque Solar Aconcagua, ubicado en Luján de Cuyo y desarrollado por Tango Energy en conjunto con Emesa, con 90 MW totales, que inició su operación inyectando 25 MW a la red eléctrica.
En el Sur provincial, el Parque Solar Malargüe, con capacidad instalada de 90 mw. En paralelo, el proyecto El Quemado, impulsado por YPF Luz junto a EMESA, prevé una capacidad de 305 MW, posicionándose como uno de los desarrollos fotovoltaicos más grandes del país.
En el esquema de generación distribuida y cooperativa, se incorporó Coperote I, proyecto de la Federación de Cooperativas Eléctricas del Nuevo Cuyo, equipado con 5.832 paneles fotovoltaicos de última tecnología, que aporta capacidad adicional al sistema y refuerza el proceso de transición energética provincial.
En conjunto, estos desarrollos permiten proyectar que Mendoza alcanzará hacia 2026 unos 700 MW solares instalados, con más de 1.000 MW adicionales en cartera, consolidando a la provincia como referente nacional en transición energética.
Desde el próximo 5 de enero, las familias de Villa La Angostura podrán comenzar a conectarse a la red de gas natural. Así lo confirmó el gobernador Rolando Figueroa durante una visita a la localidad cordillerana donde realizó anuncios de obras.
Se trata de una gestión política sostenida del gobierno neuquino ante los organismos nacionales que logró avanzar sobre una deuda estructural, que condice con el atraso que recibió en todo el territorio. Asimismo, el mandatario adelantó el círculo virtuoso que significará a largo plazo, traer el gas de Vaca Muerta a la cordillera.
Durante su visita, el gobernador puso en contexto el alcance de la medida y la vinculó a una estrategia más amplia de ordenamiento del Estado y corrección de desigualdades territoriales. “Arrancamos con un pueblo sin gas, porque no se podían conseguir habilitaciones, sin cloacas en todos los lugares, sin electricidad, sin estar interconectados a la red”, señaló.
“Por eso, a través del BPN, financiamos a CAMUZZI para que puedan activar el gasoducto cordillerano y el 5 de enero ya se comienzan a generar las habilitaciones para conectarse al gas”, detalló. “Hace por lo menos cinco años que no se conseguía una habilitación en la red. Ya es un cambio”, celebró.
Tras repasar el logro de reducir la deuda pública durante sus dos primeros años de gobierno, el gobernador recordó que decidió avanzar sobre las asimetrías históricas que dejaban fuera del reparto a varias regiones. “La presencia del Estado es importante y nosotros diseñamos una forma de vida y esa forma de vida tiene que llegar a todos los lugares”, remarcó.
“Todo lo que se producía en Vaca Muerta no lo veíamos presente en ningún punto de la provincia”, recordó y justificó la decisión de priorizar obras como rutas, escuelas y el acceso a los servicios básicos.
El mandatario defendió los Pactos de Gobernanza impulsados con los municipios, que permitieron además, sostener la obra pública, frente al abandono del financiamiento nacional.
Finalmente, Figueroa se refirió al proyecto del Gasoducto que permitirá conectar el sur de la provincia con el gas de Vaca Muerta. La obra, prevista para iniciar en 2028, permitirá indirectamente, fortalecer las regalías provinciales y consolidar un esquema de desarrollo que impacte en los neuquinos.
“Las empresas facturan el gas, nosotros cobramos más regalías, podemos hacer más obra, etcétera. Si el gas lo cobran otras provincias, no es un círculo virtuoso con nosotros, por eso es importante también conectarnos con Vaca Muerta”, completó.
La grúa de IMPSA llegó a la obra del ASECG II en el complejo Atucha.
Nucleoeléctrica Argentina alcanzó un nuevo hito en el Proyecto de Almacenamiento en Seco de Elementos Combustibles Gastados (ASECG II) con la llegada de una grúa pórtico de última generación fabricada en IMPSA. El proyecto ASECG II es indispensable para garantizar la continuidad de operación de la central nuclear Atucha II luego del 2027.
El equipamiento fue desarrollado por IMPSA en base a una especificación técnica elaborada íntegramente por la Gerencia de Proyectos de Nucleoeléctrica.
La grúa cuenta con un diseño innovador que permitirá mover y posicionar con precisión los canastos que contienen los elementos combustibles gastados durante las tareas de almacenamiento en seco.
La instalación y puesta en marcha del equipo está prevista para principios de 2026 y se estima que tomará cuatro meses.
ASECG II, un proyecto clave para Atucha II
La empresa generadora estatal informó un avance general de 38% en la ejecución del proyecto ASECG II, que será necesario para poder seguir operando el reactor de Atucha II luego de 2027.
El proyecto ASECG II registra un avance de 38%.
Durante su vida útil, las centrales almacenan los elementos combustibles gastados en piletas de decaimiento con capacidad limitada. Por ello, el estándar internacional actual es el almacenamiento en seco, una solución segura, eficiente y sostenible que utilizan los países con industria nuclear desarrollada.
En Atucha II se estima que la capacidad de las piletas se alcanzará hacia diciembre de 2027, lo que refuerza la importancia de avanzar en tiempo y forma con este proyecto. Ya se completaron obras civiles claves como la base de hormigón de alta resistencia donde se ubicarán los silos y se avanza en la construcción de los componentes del sistema.
El diseño del sistema incorpora ventilación pasiva, que mantiene la temperatura dentro de rangos seguros sin necesidad de energía eléctrica ni intervención humana, aumentando la confiabilidad a largo plazo.
En el caso de Atucha I, Nucleoeléctrica inauguró en 2022 un centro de almacenamiento en seco para alojar los combustibles gastados, pensando también en la operación futura de esta central nuclear, sobre la cual se estan ejecutando los trabajos del proyecto de extensión de vida. La inversión conjunta en este proyecto y el ASECG II esta valuada en US$ 700 millones.
Una falla registrada a las 00.55 de este miércoles en un interruptor de acoplador de barras de la subestación transformadora Bosques —uno de los peores lugares para sufrir un inconveniente técnico porque el sistema automático de protecciones libera la energía de toda la estación— provocó un apagón masivo en la madrugada de este miércoles en la red de Edesur. En total, se vieron afectados 1.083.000 usuarios de la zona sur de la Ciudad de Buenos Aires y de localidades del Conurbano; casi un 40% del universo total de usuarios de la empresa controlada por la italiana Enel.
Ubicada en Florencio Varela, la subestación Bosques es uno de los principales nodos de distribución de Edesur —cuenta con tres transformadores de 300 MVA de potencia— en el corredor sur del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA), especialmente en localidades como Avellaneda, Berazategui y Quilmes.
Qué dijo Edesur
Edesur informó que para las 4.30 de la madrugada el servicio eléctrico ya estaba restablecido para 97% de los hogares que se vieron afectados por el corte masivo. «Agradecemos el trabajo de nuestros colaboradores que en tiempo récord y en horas de la madrugada lograron restablecer el servicio a casi la totalidad de los clientes en menos de 3 horas realizaron las acciones necesarias para que poco más de 1 millón de clientes volvieran a tener servicio eléctrico», indicó la empresa.
| Apagón masivo en CABA
En la última madrugada del año, un corte masivo dejó sin luz a más de 30 mil usuarios en la Ciudad y sur del conurbano.
Falla en subestación Bosques, en plena ola de calor. Edesur trabaja en el restablecimiento. Otra vez la infraestructura muestra sus… pic.twitter.com/MOqcHCP0OC
Fuentes del mercado eléctrico afirmaron que será clave saber cómo reingresan en operación las centrales termoeléctricas que salieron de despacho por la falla en la subestación Bosques. El inconveniente en el interruptor de acoplador de barras —un dispositivo clave para flexibilizar la operación de la estación transformadora que funciona como un puente que permite energizar barras colectoras dentro de la planta— motivó que dejaran de operar centrales por unos 2500 megawatt (MW) de potencia a la 1 de la madrugada.
Al cierre de esta nota, según comentaron a EconoJournal fuentes privadas, las turbinas de gas 1 y 2 de la central Ensenada Barragán se encontraban en proceso de arranque, al igual que la máquina TG09 de Central Costanera. Sin embargo, la central Dock Sud aún no estaba en condiciones de reingresar en despacho.
La transición energética chilena enfrenta un nuevo desafío: activar la demanda eléctrica para sostener el ritmo de inversión y reconversión tecnológica. Así lo planteó Juan Villavicencio, CEO de Engie Chile, durante su participación en el Future Energy Summit (FES) Southern Cone.
“Si no tenemos más demanda, no va a ser posible seguir invirtiendo en esta transformación”, advirtió el ejecutivo.
En su visión, la transformación energética no puede sostenerse únicamente con nueva oferta renovable: es indispensable que haya más consumo eléctrico, especialmente en sectores como la minería, la industria o el transporte.
Desde Engie, el compromiso con la descarbonización está en marcha: la empresa cerrará todas sus unidades a carbón para 2026, comenzando con una central de 1 GW en Mejillones el próximo año. El enfoque no es solo desmantelar infraestructura, sino transformarla. Parte de estos activos están siendo reconvertidos para alojar baterías, y otros servirán como respaldo térmico.
Actualmente, la empresa ya tiene más de 400 MW en baterías operando, con cinco horas de almacenamiento, lo que representa un salto cualitativo en capacidad de gestión y flexibilidad. Estos proyectos se complementan con plantas que operarán con gas natural, una tecnología que Villavicencio defendió como respaldo necesario para garantizar seguridad de suministro en esta etapa.
“Tenemos que pensar en una matriz flexible. Si no hay respaldo, no vamos a tener seguridad de suministro ni viabilidad para las renovables”, explicó.
En ese sentido, destacó que la transformación del sistema no solo se basa en reemplazar una tecnología por otra, sino en diseñar un modelo que sea económicamente viable, flexible y seguro.
Además de la reconversión tecnológica, el CEO alertó sobre las barreras estructurales que aún frenan el desarrollo del sector. Uno de los principales obstáculos está en los permisos: trámites lentos, falta de coordinación entre organismos y una brecha entre el discurso político y los hechos concretos.
“Nos llenamos la boca hablando de transición, pero seguimos con permisos atrasados y falta de coordinación. No hay coherencia entre el discurso y los hechos”, criticó.
También subrayó que el cuello de botella en la infraestructura de transmisión pone en riesgo toda la planificación energética.
A esto se suma la preocupación por las señales económicas que hoy entrega el sistema eléctrico chileno. Villavicencio sostuvo que no se está reconociendo el valor de tecnologías claves como el almacenamiento o el respaldo.
Incluso hay proyectos nuevos en riesgo de cierre por falta de incentivos claros, mientras algunas centrales a carbón siguen operando porque los precios del mercado lo permiten.
“¿Dónde están las señales adecuadas?”, cuestionó, advirtiendo que esta distorsión genera incertidumbre para los inversionistas.
En su análisis, la transición energética requiere señales coherentes, reglas claras y una estructura de precios que acompañe el cambio.
La visión de Engie es avanzar en una transformación profunda del sistema energético chileno. Pero esa transición, insistió Villavicencio, no podrá sostenerse sin una base de consumo eléctrico sólida: “No se trata solo de generar energía limpia. Se trata de usarla”.
La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) abrió un proceso de consulta pública que busca redefinir el sistema de medición eléctrica en Colombia, con impactos directos sobre la operación de proyectos de autogeneración a pequeña escala (AGPE) y generación distribuida (GD). Se trata de la revisión más profunda que ha tenido el Código de Medida desde su creación, en 2014.
Mediante la Circular 220 de 2025, publicada el 22 de diciembre, el regulador convocó a todos los actores del sector —empresas, operadores, gremios y usuarios— a enviar sus observaciones sobre el Documento de Análisis que propone cambios en los criterios técnicos para la medición de energía eléctrica. El plazo vence el 27 de diciembre.
La propuesta aborda puntos sensibles como la calibración de equipos, la trazabilidad metrológica, las pruebas de rutina y las condiciones operativas de los sistemas de medición. Todos ellos son factores que inciden en la liquidación del mercado mayorista, la fiabilidad del dato energético y la seguridad jurídica de los contratos.
“Esta revisión se realiza en cumplimiento del artículo 1 de la Resolución MME 40024 de 2025”, detalló la Circular publicada por la CREG.
Aunque se trata de una normativa técnica, sus efectos son decisivos. El Código de Medida funciona como el reloj regulatorio del sistema eléctrico: define cómo, cuándo y con qué condiciones se mide la energía que circula, se produce o se consume. En un escenario con cada vez más proyectos distribuidos, plantas solares y soluciones de autoconsumo, su actualización era una deuda pendiente.
“Invitamos a todos los interesados a presentar aportes que contribuyan a mejorar el marco regulatorio”, expresaron fuentes del sector bajo condición de off the record.
Este cambio regulatorio no llega solo. En paralelo, la CREG avanzó con subastas de Obligaciones de Energía Firme (OEF) para el período 2029–2030, habilitó incentivos para generación renovable y se espera una nueva subasta a largo plazo para proyectos de energía limpia. Todo forma parte de una estrategia para dar señales claras al mercado e impulsar inversiones con reglas previsibles.
Además, la Agenda Regulatoria Indicativa 2025 trazó otros frentes de reforma: actualización del mercado mayorista, revisión de la remuneración a la generación y definición de una infraestructura nacional de medición avanzada (AMI). La revisión del Código de Medida encaja dentro de esa hoja de ruta más amplia.
“La actualización del Código de Medida es una señal regulatoria que acompaña la transformación del sistema eléctrico colombiano”, afirmó una fuente cercana al proceso.
El texto en revisión reemplazaría la Resolución CREG 038 de 2014, que hasta hoy define los requisitos técnicos para la medición de energía en el servicio público domiciliario. Pero la evolución tecnológica y el peso creciente de la generación distribuida vuelven imprescindible contar con criterios más robustos, escalables y precisos.
De aprobarse, la nueva resolución consolidará un marco moderno para garantizar que cada kWh generado, inyectado o consumido esté medido bajo condiciones verificables, trazables y confiables, una base indispensable para que el sistema crezca de forma ordenada.
El Ente Nacional Regulador del Gas oficializó en una serie de resoluciones el ajuste tarifario a la suba para el mes de enero 2026, empresa por empresa. tanto transportadoras como distribuidoras del gas natural por redes de todo el país. La incidencia en las facturas con consumos similares a las del mes anterior rondaría el 2 por ciento.
Las subas tarifarias fueron dispuestas por la aplicación en 31 ajustes mensuales y consecutivos de la actualización calculada al momento de la Revisión Quinquenal de Tarifas (RQT) realizada el año pasado, mas el traslado del nuevo precio (dolarizado) del gas en el PIST (Punto de Ingreso al Sistema de Transporte).
También se aplica una actualización mensual del 2,3 por ciento en la tarifa de las transportistas y del 2,8 por ciento al VAD (valor agregado de distribución).
El Ministro de Economía comunicó a la S.E. que “…resulta razonable y prudente continuar para el mes de enero de 2026 con el sendero de actualización de los precios y tarifas del sector energético”.
A modo de ejemplo, cabe señalar que la tarifa final para un usuario de MetroGas Residencial N1, con categoría de consumo R2-3, el cargo Fijo a facturar es de $ 15.977,43 si habita en CABA, y de $ 14.322,81 si vive en el GBA. El ambos casos el Cargo por metro cúbico consumido es de $ 229,65 (sin impuestos).
A los efectos del traslado de los precios de gas a los cuadros tarifarios de los servicios de distribución de gas natural, la Secretaría de Energía instruyó al ENARGAS a efectuar la conversión a dólar por millón de BTU utilizando un factor de 27,10473; y que el tipo de cambio a ser utilizado para el traslado de los precios de gas a tarifas sea el valor promedio del tipo de cambio vendedor del Banco de la Nación Argentina (Divisas) observado entre los días 1° y 15 del mes inmediato anterior al traslado de los precios.
Mediante la Resolución 605/2025 la S.E. estableció nuevos precios de gas en el PIST, con un aumento de 0,53 % en dólares a ser trasladados a los usuarios finales en relación con los contratos o acuerdos de abastecimiento vigentes celebrados en el marco del Plan Gas.Ar, para los consumos de gas realizados a partir del mes de enero de 2026.
Economía dispuso que “…para el consumo base (y, en su caso, para el consumo excedente) de los usuarios Residenciales Nivel 2 y Nivel 3 se aplicarán las bonificaciones establecidas al valor del precio mayorista de la Energía correspondiente a los usuarios Residenciales Nivel 1, o las que se establezcan en el futuro, por la Secretaría de Energía”.
Las resoluciones publicadas en el Boletín Oficial van desde la número 999/2025 hasta la 1015/2025 y corresponden a TGN, TGS, Compañía Entrerriana de Gas, Gas Link, Transportadora de Gas del Mercosur, GasAndes, Enarsa, Enel Generadora Chile, Gasoducto Norandino, Refinería del Norte, MetroGas, Litoral Gas Naturgy NOA y Naturgy BAN, Camuzzi Gas del Sur y Camuzzi Gas Pampeana, Distrbuidora de Gas del Centro, Distribuidora de Gas Cuyana, y GasNea.
Cabe referir que el Gobierno nacional dará a conocer en los próximos días un decreto que activará un nuevo esquema de subsidios a la baja, que reemplaza al actual de tres niveles de usuarios según ingresos (N1, N2 y N3), a solo dos categorías: Con subsidios y Sin subsidios (que pagan tarifa plena).
Economía tiene previsto además, para el caso del gas natural por redes, aplicar un esquema de tarifas planas a lo largo del año, y con ello supuestamente aliviar el costo de las facturas del servicio en el otoño e invierno, de mayor demanda.
Carlos Luis Rabuffetti, nuevo director Comercial y de Asuntos Regulatorios
La transportadora gasífera TGN anunció un cambio en su estructura ejecutiva con el nombramiento de Carlos Luis Rabuffetti como nuevo director Comercial y de Asuntos Regulatorios. El ingeniero industrial, egresado del ITBA, asumirá sus funciones el 1° de enero próximo. Este movimiento marca el inicio de una nueva etapa operativa para la firma, en un contexto en el cual el sistema se encuentra en una renovada etapa de desafíos para acompañar el crecimiento de Vaca Muerta.
El directivo llega a la compañía con un respaldo de casi cuatro décadas de trayectoria dentro de la organización Techint. En su paso previo por Tecpetrol, donde ocupó la gerencia de Desarrollo de Negocios, Rabuffetti lideró proyectos de gas y energía orientados al mercado latinoamericano. Esta experiencia técnica y estratégica se alinea con los desafíos de infraestructura de la red de gasoductos del país para el corto plazo.
La designación implica el cierre de un ciclo de 24 años para Guillermo Cánovas, quien deja el cargo tras una extensa carrera en la empresa. Cánovas ejerció la dirección del área comercial desde 2008, periodo en el cual encabezó iniciativas estratégicas que consolidaron el crecimiento de TGN. Su gestión queda como una pieza clave en el posicionamiento actual de la operadora dentro del mercado de transporte de hidrocarburos.
TGN desempeña un rol central en la matriz energética al transportar el 40% del gas inyectado en los gasoductos troncales de la Argentina. A través de los sistemas Norte y Centro Oeste, la compañía opera una red de 11.317 kilómetros de ductos y 22 plantas compresoras. Su ubicación geográfica resulta estratégica, ya que actúa como el único operador con conexiones físicas hacia Chile, Brasil, Bolivia y Uruguay.
En cuanto a su composición accionaria, la empresa mantiene una estructura encabezada por Gasinvest -integrada por Tecpetrol y Compañía General de Combustibles– con el 56% del capital. El resto de la participación se reparte entre SouthernCone Energy Holding Company Inc. y el mercado bursátil local, donde el 20% de las acciones cotiza bajo la órbita de Bolsas y Mercados Argentinos (BYMA).
TGN informa la designación de Carlos Luis Rabuffetti como nuevo director Comercial y de Asuntos Regulatorios, quien asumirá el cargo a partir del 1° de enero de 2026, en reemplazo de Guillermo Cánovas.
Carlos Rabuffetti, Ingeniero Industrial egresado del ITBA, cuenta con una sólida trayectoria en el sector energético. Desde 1987 ha desempeñado diversos cargos en la Organización Techint, destacándose recientemente como Gerente de Desarrollo de Negocios en Tecpetrol, donde se especializó en el desarrollo de proyectos de gas y energía para Latinoamérica.
Por su parte, Guillermo Cánovas ha sido una figura clave en el crecimiento de TGN durante sus 24 años de carrera. Desde 2008 hasta la fecha, ejerció como director Comercial y de Asuntos Regulatorios, liderando iniciativas estratégicas que han contribuido significativamente al posicionamiento de la compañía.
Acerca de TGN
TGN es la operadora regional de ductos y proveedora de soluciones confiables para el desarrollo de proyectos energéticos.
Opera y mantiene alrededor de 11.317 km de gasoductos de alta presión y 22 plantas compresoras y es la responsable de transportar el 40% de gas inyectado en gasoductos troncales argentinos a través de los Gasoductos Norte y Centro Oeste.
Su ubicación geográfica estratégica en el país y en la región la convierte en el único operador que vincula sus gasoductos a nivel regional con Chile, Brasil, Bolivia y Uruguay.
Su sólida experiencia en la industria y un equipo de profesionales altamente calificado le permite brindar servicios de alta especificidad para la industria nacional y regional.
El accionista controlante de TGN es Gasinvest S.A. (una sociedad conformada en partes iguales por Tecpetrol S.L. y Compañía General de Combustibles S.A.) que posee el 56% del capital social; el 24% le pertenece a SouthernCone Energy Holding Company Inc. y el 20% restante cotiza en Bolsas y Mercados Argentinos S.A. (BYMA).
Se trata de una distinción que pone en valor las prácticas orientadas a la prevención, el cuidado de las personas, la protección del ambiente y la construcción de una cultura organizacional sólida.
ABB, la compañía dedicada a tecnologías de electrificación y automatización, fue reconocida por el Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG) con el Premio 2025 a la Gestión Integrada de Seguridad y Ambiente. Se trata de una distinción que pone en valor las prácticas orientadas a la prevención, el cuidado de las personas, la protección del ambiente y la construcción de una cultura organizacional sólida en la industria energética.
El premio fue entregado durante la ceremonia del Día del Petróleo y del Gas, en el marco del tradicional almuerzo anual del IAPG, que reúne a referentes de la industria, empresas, autoridades y especialistas para intercambiar miradas sobre los desafíos actuales y futuros del sector, con especial foco en la seguridad operativa y la sostenibilidad.
Distinción
“En ABB entendemos que el mejor camino para una industria energética sostenible es integrar la seguridad y el cuidado del ambiente en cada decisión y en cada proceso. Este premio refleja el trabajo constante de nuestros equipos para operar de manera segura, responsable y con una mirada de largo plazo en cada una de nuestras instalaciones y las de nuestros clientes”, afirmó Giselle Somale, Country Holding Officer (CHO) de ABB para Argentina, Uruguay y Paraguay.
En representación de la compañía ABB y de todo su equipo de HSE (“Health, Security & Enviroment” Salud, Seguridad y Medioambiente), el premio fue recibido por Somale, quien destacó la relevancia de este reconocimiento tanto para la compañía como para el conjunto de la industria del petróleo y del gas.
«La empresa impulsa una gestión integrada de seguridad y ambiente alineada con los más altos estándares internacionales, acompañando los procesos de digitalización, automatización y transición energética. La compañía promueve entornos de trabajo seguros, una gestión responsable de los recursos y una cultura preventiva que involucra a todos los niveles de la organización», destacaron desde la compañía.
“Este reconocimiento es un logro colectivo que alcanzamos gracias al compromiso diario de nuestros equipos. Nos impulsa a seguir fortaleciendo una gestión integrada de seguridad y ambiente que acompañe los desafíos del negocio y contribuya al desarrollo de una industria cada vez más segura, eficiente y sostenible”, agregó Somale.
«Este premio refleja el trabajo constante de nuestros equipos para operar de manera segura, responsable y con una mirada de largo plazo en cada una de nuestras instalaciones y las de nuestros clientes», indicaron desde la empresa.
El premio
El premio fue compartido junto a otros referentes del sector, en un espacio de diálogo y encuentro que permitió reflexionar sobre el rol estratégico de la seguridad y el cuidado del ambiente en la construcción de una industria energética más eficiente, sostenible y preparada para el futuro. En ese marco, la distinción refuerza el compromiso con una gestión integrada que articula tecnología, liderazgo y cultura organizacional como ejes clave para impulsar soluciones que contribuyan a un desarrollo energético sostenible que se consolida con proyectos de envergadura histórica en Argentina.Un reconocimiento que se suma al de la “Excelencia en Prevención y Salud Ocupacional” de la Asociación Latinoamericana de Seguridad e Higiene en el Trabajo (ALASEHT)Este reconocimiento local del IAPG se suma al hito a nivel latinoamericano que refuerza nuestra identidad como marca empleadora de calidad en la región, indicaron.
En mayo, en el marco de las Jornadas Latinoamericanas de Higiene y Seguridad, organizadas anualmente desde 1977 por la Asociación Latinoamericana de Seguridad e Higiene en el Trabajo (ALASEHT), ABB fue también distinguida en la categoría de “Empresa” por su continua y meritoria labor en la prevención de riesgos laborales, salud ocupacional y cuidado del medio ambiente, posicionándonos entre las empresas líderes en nuestro país.
«Estos logros son el reflejo del esfuerzo diario de nuestro equipo y reafirma nuestro liderazgo en el campo de la seguridad y la salud en el trabajo. Continuaremos impulsando iniciativas que refuercen nuestro compromiso con la prevención, la innovación y el cuidado del medio ambiente, pilares fundamentales de nuestra identidad como empleador de calidad en la región y custodio de la Sostenibilidad de la operación en toda nuestra cadena de valor industrial», concluyeron desde la compañía.
En las colocaciones del sector energético, YPF fue el principal emisor al absorber poco más de uno de cada cuatro dólares de financiamiento.
El sector energético, con el impulso del petróleo, el gas y la electricidad, cerró un 2025 de gran dinamismo en el mercado de capitales local en busca de un financiamiento históricamente complejo en el país. A través de 80 emisiones de Obligaciones Negociables (ON), un total de 28 empresas captaron US$ 10.571 millones, una cifra que representó casi el 30% del financiamiento corporativo total del año.
De acuerdo al informe de cierre de año que realizó RICSA Sociedad de Bolsa para EconoJournal, este dinamismo se acentuó especialmente hacia el cierre del calendario, cuando 23 de esas colocaciones se concretaron en el último trimestre, sintonizando con el clima de mayor optimismo que ganaron los mercados tras las elecciones de medio término en la Argentina, lo que permitió una baja sustancial en el costo de financiamiento.
Si bien en 2024 el sector había registrado una mayor participación relativa (33,15%), junto con un mayor número de emisiones (100) y una mayor cantidad de empresas emisoras (29), en 2025 se observa un incremento significativo en el monto total colocado, que creció un 15,11% interanual. El total pasó, así, de US$ 9.183 millones en 2024 a US$ 10.571 millones en 2025, lo que evidencia una mayor concentración del financiamiento en emisiones de mayor volumen,
Para dimensionar la importancia, el monto de colocaciones es casi equivalente a las exportaciones de Combustibles y Energía que, de acuerdo al Indec, sumó unos US$ 10.005 millones en los primeros once meses del año. El ranking de emisiones del sector energético en 2025 estuvo encabezado por un grupo de apenas cinco empresas que concentraron una porción significativa del financiamiento a través de Obligaciones Negociables, las cuales en conjunto concentraron aproximadamente un 68% del monto total emitido por compañías del sector.
«El primer lugar en participación en el total de ON emitidas lo ocupa el sector de Servicios Financieros, que representan más del 40% del total de las emisiones, mientras que el sector energético se ubica en segundo lugar. En cuanto al perfil de los emisores, todas las ON del sector energético fueron emitidas por grandes compañías, sin participación de PyMEs durante 2025″, explicó Gustavo Delbon, Gerente de Riesgo, Estructuración y Mercado de Capitales de RICSA Sociedad de Bolsa.
El aporte del Mercado de Capitales
En cuanto a la moneda de emisión, tanto en 2024 como en 2025 se observa un claro predominio de las colocaciones denominadas en dólares (hard dollar), tanto por cantidad de emisiones como por monto colocado. En el periodo este tipo de emisiones alcanzaron US$ 9.958 millones, mientras que las emisiones dólar linked totalizaron US$ 515 millones y las colocaciones en pesos argentinos ascendieron a $ 130.481 millones (equivalentes a US$ 98 millones).
En comparación con el 2024, el 2025 muestra un incremento importante en la participación de las emisiones de Obligaciones Negociables en hard dollar, que pasó de representar el 81,03% en 2024 al 94,20% en 2025, evidenciando una mayor concentración del financiamiento del sector energético en instrumentos en moneda dura y una reducción relativa de las alternativas en dólar linked, pesos y UVA.
Cinco empresas concentraron el 68% de los montos emitidos, sobre un total de volumen que superó en un 15% 2024.
La evolución mensual del monto colocado -resaltó el analista- refleja una marcada aceleración hacia el cierre del año. Tras un primer semestre con volúmenes moderados y cierta heterogeneidad en las colocaciones, el mercado de Obligaciones Negociables del sector energético mostró en octubre y noviembre los niveles más elevados del período.
Complementario al análisis de plazos y tasas, se presenta la evolución mensual de la duration de las emisiones, medidas a través del mínimo, máximo y promedio ponderado observada en cada mes, en lo cual se observa una clara extensión de los plazos a lo largo del año, con un incremento tanto en la duration máxima como en la duration promedio ponderada hacia el último trimestre, lo que refleja una mayor disposición del mercado a financiar proyectos de mediano y largo plazo.
Esta dinámica se evidenció, particularmente, en la emisión de Pampa Energía realizada en noviembre de 2025, que alcanzó una duration de 93 meses y una TIR de corte del 8,10%, constituyéndose como una de las colocaciones de mayor plazo dentro del sector analizado.
Mejores condiciones de financiamiento
Analizado en conjunto, los datos muestran una mejora progresiva en las condiciones de financiamiento del sector, asociándose un leve incremento de la TIR promedio a, principalmente, un aumento de los plazos de financiamiento. Particularmente el plazo promedio ponderado de las emisiones pasó de 68 meses en 2024 a 74 meses en 2025, explicó Delbón.
En el año, las Obligaciones Negociables denominadas en dólares presentaron una TIR mínima del 3,5% y una máxima del 11,9%, con una TIR promedio ponderada del 8,06%. Estas emisiones se caracterizaron, además, por duration significativamente más extensas, con una duration mínima de 6 meses, una máxima de 93 meses, lo que evidencia el uso del mercado de capitales para financiar proyectos a mediano y largo plazo.
Por su parte, las ON dólar linked exhibieron una mayor dispersión en las tasas, con rendimientos que oscilaron entre 0,0% y 13,0%, y una tasa promedio ponderada del 1,7%. En términos de plazos, este tipo de emisiones se concentró en horizontes más acotados, con duration comprendidas entre 15 y 19 meses y una duration promedio ponderada cercana a los 17 meses, posicionándose principalmente como instrumentos de cobertura cambiaria de corto plazo.
El VMOS logró la reapertura del financiamiento internacional de project financie después de décadas.
Las tasas relativamente bajas observadas en este segmento se explican, en gran medida, por las expectativas de inestabilidad cambiaria y evolución del tipo de cambio prevalecientes en mayor parte del 2025. Finalmente, las ON en pesos registraron una tasa mínima del 32,0% y una máxima del 47,8%, con una tasa promedio ponderada del 36,9%. Estas emisiones se concentraron exclusivamente en el corto plazo, con duration comprendidas entre 9 y 11 meses.
Qué esperar para el 2026
En conjunto, para el Gerente de Estructuración y Mercado de Capitales de RiCSA, esta dinámica confirma que el mercado de capitales se consolida como una herramienta clave para el financiamiento estructural del sector energético, particularmente en proyectos de mediano y largo plazo. El repunte en el volumen de emisiones durante la segunda mitad de 2025 anticipa un mayor protagonismo del mercado de capitales como fuente de financiamiento durante 2026, especialmente para los sectores de Energía.
«El cierre del año con un mayor dinamismo en las emisiones tiene un fuerte componente post-electoral. Más allá de los datos puntuales, lo que se observa es un cambio en las expectativas: el mercado empezó a anticipar un escenario de mayor previsibilidad macroeconómica, lo que incentivó tanto a emisores como a inversores a volver a mirar el financiamiento vía mercado de capitales», aseguró Delbon.
En el mismo sentido, agregó que «hacia el primer semestre de 2026, la sostenibilidad de este desempeño va a depender, en gran medida, de que se consoliden algunas señales clave. En particular, el mercado va a estar muy atento a la evolución del riesgo país, que aparece como un termómetro central para validar el nuevo escenario, así como a la estabilidad cambiaria y monetaria. En este sentido, más que un boom puntual, el mercado parece estar descontando un proceso gradual, y si la estabilidad macro se sostiene y el riesgo país continúa moderándose, el mercado de ON podría seguir mostrando un buen nivel de actividad».
Así, para el analista, se espera que «las necesidades de inversión asociadas al desarrollo de la producción y la infraestructura del sector energético, tanto como en oil & gas como en el mercado eléctrico, continúen impulsando la demanda de financiamiento de mediano y largo plazo». En este contexto, las ON se consolidan como un instrumento flexible y eficiente, permitiendo a las empresas adaptar moneda, plazo y estructura de tasas a los flujos esperados de cada proyecto.
En este contexto, el acceso al financiamiento externo no aparece como una alternativa masiva, sino más bien selectiva, al menos en el 2026, condicionada por el perfil crediticio de los emisores y la escala de los proyectos. «Un formato que empezó a reaparecer es el de los préstamos sindicados con bancos internacionales, utilizados principalmente para financiar inversiones de mayor envergadura», reseñó.
En este sentido, Delbon reseñó que «el mercado de capitales -tanto local como internacional- tiende a funcionar de manera complementaria. El mercado de capitales local, en algunos casos con alcance internacional, sigue siendo clave para financiar capital de trabajo e inversiones, mientras que el financiamiento bancario externo puede jugar un rol relevante en proyectos estratégicos, siempre que se consolide la estabilidad macroeconómica».
Venezuela comenzó a cerrar pozos en una región que alberga las mayores reservas de petróleo del mundo, frente a un bloqueo de la administración de Estados Unidos destinado a asfixiar financieramente al país.
Petróleos de Venezuela SA empezó a cerrar pozos en la Faja del Orinoco el 28 de diciembre, después de que la estatal se quedara sin espacio de almacenamiento y los inventarios se dispararan, según dos personas familiarizadas con el tema que pidieron no ser identificadas por tratarse de asuntos internos.
Según replicó la agencia Bloomberg, PDVSA apunta a reducir la producción de la Faja del Orinoco en al menos 25%, hasta 500.000 barriles diarios, dijeron las fuentes. La disminución representa un recorte de 15% sobre la producción total de Venezuela, que ronda los 1,1 millones de barriles por día.
La decisión supone un golpe de realidad para el presidente venezolano Nicolás Maduro, quien a lo largo del bloqueo intentó mantener las exportaciones que son el núcleo de la economía del país sudamericano. El cierre de pozos es considerado un último recurso debido a los desafíos operativos y a los altos costos que implica volver a ponerlos en marcha, según una de las personas.
Mediante una política pública impulsada y coordinada por la Secretaría de Energía y Ambiente, la provincia de Río Negro concretó la emisión del primer lote de Etiquetas de Eficiencia Energética para Viviendas que completaron el proceso de auditoría correspondiente.
Las etiquetas fueron entregadas a la Agencia de Recaudación Tributaria (ART), organismo que continuará con las gestiones administrativas necesarias para la aplicación de la bonificación, según la letra asignada a cada vivienda.
En esta primera emisión fueron etiquetadas 8 viviendas ubicadas en: General Roca, Fernández Oro, San Carlos de Bariloche, Dina Huapi y Viedma.
Las calificaciones obtenidas se distribuyen en las letras B, C, D, E y F, con predominio de la letra C (3 de las 8 viviendas).
Una prueba piloto con auditoría externa
Desde el equipo técnico provincial indicaron que este avance se enmarca en una prueba piloto financiada por la Secretaría de Energía y Ambiente, orientada a impulsar la eficiencia energética y el uso responsable de la energía en el sector residencial.
Además, se informó que este primer lote forma parte de un grupo de 30 viviendas cuyas etiquetas están siendo analizadas por un auditor externo, tal como establece la normativa nacional.
La etiqueta de eficiencia energética permite conocer el desempeño energético de una vivienda, identificar oportunidades de mejora y acompañar decisiones que impactan en el confort del hogar y el consumo, con beneficios asociados a la política de bonificación según la categoría obtenida.
La producción sostenida de Vaca Muerta volvió a posicionar a Neuquén como uno de los actores claves del comercio exterior argentino, con fuerte impacto en el superávit comercial y una creciente proyección internacional. En este contexto, la estrategia de potenciar el desarrollo y la apertura de nuevos mercados es clave.
De acuerdo con datos recientes, la formación no convencional fue determinante para que la Argentina alcance exportaciones energéticas récord, con un aporte estimado en más de 7.000 millones de dólares al superávit comercial.
Los indicadores de noviembre de 2025 confirman la solidez de la producción neuquina que en petróleo alcanzó los 590.339 barriles diarios, con una suba del 0,54 % respecto de octubre y un crecimiento interanual del 28,64 %.
En el acumulado de enero a noviembre, el incremento fue del 24,29 % en comparación con el mismo período de 2024. El petróleo no convencional explicó el 96,97 % del total, con 572.423 barriles diarios, lo que confirma el peso estructural de este segmento dentro de la matriz hidrocarburífera neuquina.
Se sostuvo gracias al aporte de áreas estratégicas como Loma Campana, La Angostura Sur II, Bajo del Choique–La Invernada, Bajada del Palo Este y Bandurria Sur, que mantuvieron niveles estables de producción y garantizaron la previsibilidad operativa.
En cuanto al gas natural, durante noviembre se produjeron 81,22 millones de metros cúbicos diarios. Si bien se registró una leve baja mensual del 1,73 %, el acumulado anual muestra una variación positiva del 1,05 % interanual. El gas no convencional representó el 90,04 % del total, con predominio del shale gas, que aportó 63,97 millones de metros cúbicos diarios.
Nuevos mercados
En este escenario, el gobernador Rolando Figueroa viene desarrollando una agenda activa de gestión y vinculación internacional orientada a posicionar el producto Vaca Muerta en nuevos mercados, fortalecer la competitividad de la industria y ampliar el horizonte exportador de Neuquén.
Figueroa participó meses atrás de la firma de un proyecto clave de exportación de GNL junto a YPF y la empresa ENI, para avanzar sobre una primera etapa de 30 millones de toneladas de gas que a futuro -según reconoció el propio CEO de YPF, Horacio Marí- podrá significar para la Argentina 300 mil millones de dólares de exportaciones, aproximadamente la mitad de lo que exportó el campo en los últimos 20 años y permitirá generar 50 mil puestos de trabajo directos e indirectos hasta 2030.
Las gestiones para colocar los productos no son nuevas, se fueron replicando en Estados Unidos, Chile, Paraguay, Uruguay con principal eco en Brasil. En octubre pasado el gobernador viajó a la Offshore Technology Conference (OTC), para avanzar en un acuerdo energético con el consorcio GASBRA SA, con la idea de impulsar la exportación de gas al sector industrial.
El rol de Figueroa fue clave para avanzar en la incorporación de las inversiones vinculadas al upstream no convencional del petróleo y gas natural al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI), que buscan promover mayor producción, empleo, y crecimiento. La medida contribuirá significativamente al superávit de la balanza energética, garantizará mayor recaudación fiscal nacional y provincial y fortalecerá la integración energética regional.
La estabilidad productiva, sumada a la planificación y la articulación con el sector privado y el Estado nacional, permiten a la producción neuquina proyectar un cierre de año con previsibilidad y un 2026 con mayores oportunidades.
El Gobierno definió los nuevos cuadros tarifarios con incrementos para el servicio de gas natural de Metrogas y de las distintas empresas proveedoras de todo el país, que comenzará a regir a partir del 1° de enero de 2026.
La medida se implementó a través de la Resolución 1009/2025 del Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas), publicada este martes en el Boletín Oficial con la firma de su interventor, Carlos Casares.
En el caso de Metrogas S.A., la Resolución 1009/2025 habilitó los incrementos detallados en el anexo que acompaña la norma, donde se especifican los cargos por categoría y zona. Para la categoría R1 (usuarios residenciales de menor consumo) el valor aprobado fue de $3.514,29 para la Ciudad de Buenos Aires, mientras que en territorio bonaerense la tarifa quedó fijada en $4.058,43.
En el otro extremo del cuadro residencial, la categoría R4 (correspondiente a los usuarios de mayor consumo) pasó a tener un cargo de $83.960,03 en la Capital Federal y de $45.627,20 en la provincia de Buenos Aires, según dispuso el organismo.
De manera similar, la Resolución 1012/2025 estableció los nuevos ajustes tarifarios para Naturgy BAN S.A., incluidos en el anexo de la normativa, junto con una versión actualizada de las condiciones tarifarias. De acuerdo con lo aprobado, la categoría R1 en la zona norte del Gran Buenos Aires quedó en $2.876,99, mientras que la R4 ascendió a $30.807,68.
Aumentos de gas: qué pasa con las tarifas de usuarios R2 y R3
Los cuadros también contemplan a los usuarios R2, de consumo intermedio, organizados en subcategorías según rangos de uso, y a los R3, que agrupan a los residenciales de mayor demanda, igualmente divididos en segmentos.
En ambos casos, las resoluciones aclaran que las tarifas incluyen el precio del gas en el punto de ingreso al sistema de transporte (PIST) y que se mantienen las bonificaciones para los usuarios de los niveles 2 y 3, de acuerdo con el esquema de segmentación de subsidios.
“Las bonificaciones se aplicarán sobre el precio mayorista de la energía, según lo establecido por la Secretaría de Energía”, subrayan los textos oficiales. Además, se señala que corresponde emitir nuevos cuadros tarifarios que contemplen los precios actualizados del gas en PIST, el siguiente escalón de la RQT y la actualización prevista en las reglas básicas de la licencia.
El Gobierno nacional publicó este lunes una serie de resoluciones que resultan el primer paso para la determinación de los aumentos de tarifas energéticas para enero de 2026 que, como mínimo, seguirán el sendero de la inflación y responde al nuevo criterio de asignación de subsidios.
La Secretaría de Energía emitió nueve resoluciones donde fijó las pautas para los precios desde el 1º de enero. Los diferentes cuadros tarifarios serán publicados en las próximas horas por los entes reguladores.
Entre las resoluciones se destaca la 605/2025 que determinó un aumento del Precio de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST) del gas natural que provocará un incremento en las facturas de 0,53% para el mes próximo. Luego resta sumar los aumentos para los sistemas de transporte y distribución.
“El ministerio de Economía instruyó a esta Secretaría a continuar para el mes de enero de 2026 con el sendero de actualización de precios y tarifas del sector energético, en un contexto de notoria desaceleración inflacionaria verificada a la fecha, y con el objetivo de mantener dichos precios y tarifas en valores reales lo más constantes posibles”, se señala en los considerandos de la norma.
Por otro lado, la Resolución 606/2025 definió adecuaciones al Plas Gas A. En ese sentido, los productores que adhieran recibirán compensaciones del Estado por los volúmenes entregados.
Asimismo, la Resolución 602/2025 definió que a partir del 1° de diciembre de 2025, se establece un nuevo precio spot de $14.381/MWh en el Mercado Eléctrico Mayorista, que impacta en las tarifas eléctricas.
Por otro lado, la Resolución 604/2025 establece nuevos precios de referencia para el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) para el período 1º de enero – 1º de abril de 2026.
La norma establece que se aplicarán bonificaciones para usuarios residenciales de niveles 2 y 3, alineadas con las tarifas de los usuarios de nivel 1.
Transener, la principal transportista de energía eléctrica en alta tensión de la Argentina, será privatizada por el Gobierno de Javier Milei, lo cual fue rechazado de plano por ex trabajadores de la empresa, al considerar que constituye un “activo estratégico” para la Argentina.
Según trascendió, se estima que la empresa vale unos US$200 millones que permitirían engrosar las arcas del Tesoro.
Transener fue creada con los activos de las estatales SEGBA (Servicios eléctricos del Gran Buenos Aires), Agua y Energía Eléctrica (AyEE) e Hidronor, empresas estratégicas del Estado que, según los ex operarios, “fueron desguazadas y privatizadas durante la década de 1990 mediante las leyes de privatización del menemismo 23.696 y 24.065”, de acuerdo con un comunicado que dieron a conocer en las últimas horas.
Este proceso, entregó el control de sectores estratégicos a intereses privados, “generando un daño económico y social profundo que persiste hasta hoy”, según advirtieron Jorge Galati y Fernando Cardozo, ex empleados de SEGBA.
Además,alertaron que el Estado argentino “mantiene una deuda histórica con los trabajadores de estas empresas privatizadas por el incumplimiento del Programa de Propiedad Participada (PPP), que debía garantizar una participación accionaria en favor de los empleados”.
“En lugar de avanzar en la reparación de esta deuda, el actual gobierno pretende desprenderse de los últimos activos estratégicos que pertenecen al patrimonio nacional”, señalaron.
En tanto, dijeron que Transener es “una empresa altamente rentable, generadora de ingresos para el FGS y para el Estado Nacional. La resolución para la venta de sus acciones, anunciada por el gobierno nacional en vísperas de Navidad, no se justifica desde el punto de vista financiero ni patrimonial”.
Luego, explicaron que “desprenderse de estas acciones significa renunciar al control sobre una infraestructura crítica para el desarrollo del país y por consiguiente la pérdida de soberanía nacional sobre decisiones estratégicas”.
“Protejamos el Patrimonio Nacional; no repitamos la estafa de los ’90”, señaló en un comunicado el Colectivo de ex trabajadores y trabajadoras de SEGBA.
Canadian Solar profundiza su apuesta por la tecnología TOPCon como eje central de su estrategia fotovoltaica en Sudamérica, al tiempo que prepara el lanzamiento de nuevos módulos solares de hasta 725 Wp antes de fin de año.
Esta evolución tecnológica responde a una hoja de ruta centrada en incrementar la eficiencia energética, reducir los costos operativos y ofrecer soluciones completas que integran almacenamiento, inversores, centros de transformación y un acompañamiento técnico permanente.
“Pensamos nuevas tecnologías para los paneles fotovoltaicos, pero también nos estamos enfocando mucho en la tecnología TOPCon, que está en casi 90% de los proyectos y tenemos la oportunidad de avanzar fuertemente en esa tecnología, pudiendo ofertar dos tipos inclusive de productos (celdas mayores y menores), además de sistemas de baterías”, explicó Thiago Rodrigues, sales manager América del Sur de Canadian Solar, durante el encuentro Future Energy Summit (FES) Chile.
Además de elevar la potencia de sus módulos, la compañía apuesta por características como la bifacialidad, que permite un aumento de entre 10% y 30% en la generación eléctrica, y mejoras en el coeficiente de temperatura y resistencia a la humedad, aspectos claves para climas exigentes.
“La idea de la compañía, como innovación y calidad, es verticalizar la cadena productiva e innovar para que los proyectos consigan la mejor tecnología posible”, remarcó el ejecutivo.
En paralelo, Canadian Solar se posiciona como proveedor de soluciones integrales. Con 24 años en el mercado, ha evolucionado de ser un fabricante de equipos a convertirse en socio para proyectos fotovoltaicos e híbridos, con un portafolio que incluye paneles, inversores, centros de transformación y sistemas de almacenamiento, a fin de maximizar la eficiencia operativa y generar confianza técnica a largo plazo.
“Además, en los últimos años, la compañía tuvo un balance positivo, con un net profit positivo que es muy importante en el mercado porque nuestra idea es estar en la región por los próximos años”, afirmó el sales manager para América del Sur.
Tropicalización tecnológica y desafíos regionales
La experiencia acumulada en Latinoamérica le ha dado a la compañía un profundo entendimiento de los desafíos técnicos, regulatorios y comerciales del continente, de modo que uno de los aprendizajes más relevantes ha sido la necesidad de adaptar la tecnología global a los sistemas eléctricos de la región.
“Canadian Solar opera globalmente con un portfolio global para todos los países en que actuamos, pero el despliegue de productos en LATAM exige una tropicalización para enfrentar los sistemas regionales, que son más frágiles y necesitan una arquitectura híbrida para más estabilidad”, explicó Rodrigues.
Además, las diferencias regulatorias entre países imponen modelos de negocio diferenciados. “Estamos viendo que en Chile y Argentina se viven momentos regulatorios y señales de precios muy distintos”, advirtió el ejecutivo.
“Por eso desarrollamos modelos estratégicos de negocio como C&I, soluciones llave en mano y proyectos utility scale con estructuras adaptadas, priorizando la bancabilidad y la previsibilidad del diseño del proyecto, ya que la industria está cada vez más innovadora y más competitiva”, concluyó.
Genneia anunció la entrada en operación anticipada de 140 MW del parque solar San Rafael, ubicado en la provincia de Mendoza, uno de los desarrollos solares más relevantes del país. Con una capacidad instalada de 180 MW y una inversión de USD 180 millones, este proyecto consolida el rol estratégico de Mendoza en el desarrollo de infraestructura energética eficiente y sustentable.
El Parque Solar San Rafael cuenta con 400000 paneles solares, abasteciendo de energía competitiva y limpia a clientes privados bajo el marco regulatorio Mercado a Término de Energía Renovable (MATER). Para dimensionar su alcance, la producción del parque equivale al consumo eléctrico de aproximadamente 135000 hogares.
Este parque es el tercero de Genneia en Mendoza y se emplaza en un predio de 500 hectáreas en el distrito de 25 de Mayo. Durante su etapa de construcción, el proyecto generó empleo para más de 300 personas y dinamizó la economía regional.
JimenaLatorre, ministra de Energía y Ambiente de Mendoza, destacó: “La entrada en operación del Parque Solar San Rafael es un hito clave para la matriz energética de Mendoza. Este tipo de proyectos refuerzan nuestro posicionamiento como una provincia comprometida con el desarrollo sostenible y la atracción de inversiones estratégicas».
Por su parte, Bernardo Andrews, CEO de Genneia, señaló: “La puesta en marcha del Parque Solar San Rafael representa un paso fundamental en nuestra estrategia de crecimiento. Este proyecto demuestra que es posible desarrollar infraestructura energética de gran escala, con impacto positivo en el ambiente y en las economías regionales, acompañando la demanda creciente de energía competitiva de la industria argentina”.
La presencia de Genneia en la provincia alcanza, hasta el momento, una inversión superior a los USD 400 millones y suma 410 MW de capacidad instalada destinados al Mercado a Término de Energías Renovables.
Se estima que esta capacidad se incrementará en 40 MW adicionales durante el primer trimestre de 2026, una vez que el Parque San Rafael obtenga la habilitación comercial completa. Adicionalmente, este hito destaca las sinergias entre el sector público y privado para optimizar el uso de los recursos energéticos, reducir emisiones y fortalecer la competitividad del sistema productivo nacional.
Con un mercado latinoamericano cada vez más competitivo, Sungrow traza una estrategia de expansión regional enfocada en cuatro países clave de la región: Argentina, Perú, Chile y Colombia.
Así lo reveló Jorge Alvarado, Key Account Manager de la compañía, durante su participación en FES Chile, donde describió las condiciones que definen el potencial del almacenamiento energético en estos mercados.
La empresa considera que la oportunidad está en países que muestran avances en marcos regulatorios, madurez técnica de los clientes y, sobre todo, un ecosistema de actores dispuestos a operar con estándares exigentes.
“Hoy día somos alrededor de 25 competidores detrás de todos estos proyectos de almacenamiento a nivel regional”, apuntó Alvarado.
Para marcar diferencia frente a este escenario de alta competencia, Sungrow apuesta por una propuesta tecnológica diseñada para reducir riesgos operativos y anticiparse a los cambios del mercado, combinando soluciones plug & play con sistemas de gestión basados en inteligencia artificial.
Este enfoque permite adaptar los proyectos a nuevas exigencias normativas sin reemplazar toda la infraestructura y optimizar el desempeño de los sistemas en tiempo real.
“Actualmente tenemos sistemas de gestión de energía basados en inteligencia artificial, capaces de tomar decisiones en tiempo real, analizar patrones e ir mejorando el rendimiento de carga y descarga de la batería”, explicó el ejecutivo, al referirse al desarrollo de software como uno de los pilares de la estrategia.
“Nuestros contenedores son modo plug & play: podemos desconectar un inversor, conectarlo y cumplir con alguna nueva norma que salga”, agregó Alvarado, subrayando que esta flexibilidad permite acompañar la evolución regulatoria sin afectar la continuidad operativa.
A esta arquitectura se suma el despliegue de soluciones como el PowerTitan 2, un contenedor que integra la conversión de corriente continua a alterna dentro del mismo sistema y utiliza refrigeración líquida para mejorar la eficiencia en el punto de interconexión.
Sin embargo, el diferencial tecnológico no es el único factor que hoy define el cierre de negocios. Según Alvarado, los desarrolladores evalúan los proyectos de almacenamiento bajo un enfoque cada vez más integral.
“Vemos cuatro variables muy importantes para el cierre de negocios: legales, comerciales, técnicas y financieras”, afirmó.
En ese sentido, el contexto varía según el país. Por caso, en Argentina, el acceso al financiamiento y las condiciones comerciales pesan más que el CAPEX inicial; en tanto que en Perú, la ausencia de pagos por potencia o disponibilidad limita la bancabilidad de los proyectos BESS.
Mientras que en Chile el foco está puesto en el cumplimiento normativo y su impacto en los seguros asociados a la operación.
“Una planta BESS que no cuente con las certificaciones necesarias o con certificaciones que no son aplicables al marco legal chileno luego va a tener problemas para efectos de seguro. La operación puede verse afectada considerablemente, ya que no son pólizas económicas”, advirtió Alvarado.
En Colombia, donde el marco técnico muestra un mayor grado de avance, Sungrow ya opera la batería de almacenamiento más grande del país, con 7 MWh, y despliega más de 1,4 GW en proyectos solares, consolidando su presencia en uno de los mercados más dinámicos de la región.
“Con nosotros van a tener un soporte 100% 24-7, tanto por el lado técnico, como comercial y postventa”, destacó el ejecutivo, al remarcar la importancia de garantizar la disponibilidad de los sistemas y el retorno de inversión a largo plazo.
El pasado 16 de diciembre, el Gobierno de México publicó los Lineamientos de Operación del Consejo de Planeación Energética, lo que formaliza un nuevo esquema institucional que busca consolidar la planeación energética como un proceso vinculante, articulado y con visión de largo plazo. Este órgano colegiado no ejercerá funciones regulatorias ni de normalización, pero operará como el espacio clave donde se alinea la política energética nacional y se da seguimiento a su implementación.
Los lineamientos, emitidos por la Secretaría de Energía (SENER), colocan al Consejo como una herramienta técnica y estratégica para ordenar los distintos planes del sector: la Estrategia Nacional de Transición Energética, el Plan para el Aprovechamiento Sustentable de la Energía, el Plan de Desarrollo del Sector Eléctrico y el Plan de Desarrollo del Sector Hidrocarburos, entre otros. Tal como se establece en el documento, el Consejo es responsable de la coordinación y seguimiento de todos estos instrumentos, así como de la mejora continua de la información energética nacional.
“El Consejo de Planeación Energética es el órgano colegiado de carácter permanente que apoya a la Secretaría de Energía en la coordinación y seguimiento de la planeación energética nacional”, señalan los lineamientos publicados en el Diario Oficial de la Federación. A través de esta estructura se busca robustecer la gobernanza en materia energética y dotar de continuidad a las decisiones estratégicas del Estado.
La presidencia del Consejo estará a cargo de la persona titular de la Secretaría de Energía, con derecho a voto de calidad. Lo acompañan como vocales los titulares de las subsecretarías de Planeación y Transición Energética, Electricidad e Hidrocarburos, así como representantes de organismos sectorizados como Pemex, CFE, Cenagas, CENACE, CONUEE, LitioMX y otras entidades clave del ecosistema energético nacional.
En paralelo, se incorpora una Secretaría Técnica, que funcionará como articuladora administrativa, encargada de coordinar la preparación de sesiones, actas, seguimiento de acuerdos, informes anuales y el Programa Anual de Trabajo del Consejo. Esta figura también será responsable de garantizar la trazabilidad institucional del órgano y canalizar la información entre los vocales y los comités técnicos.
“Todas las personas que participan en las actividades del Consejo están obligadas a mantener en estricta confidencialidad cualquier información a la que tengan acceso”, estipula el artículo 7 del documento. Asimismo, se establece que tanto vocales como suplentes tendrán derecho a voz y voto, mientras que los invitados podrán participar únicamente con voz.
En cuanto a su funcionamiento operativo, el Consejo deberá reunirse al menos dos veces al año en sesiones ordinarias, aunque se prevé la posibilidad de convocar sesiones extraordinarias a solicitud de cualquier vocal titular. Las decisiones se adoptarán por mayoría simple, y en caso de empate, la presidencia ejercerá su voto de calidad. Todas las sesiones quedarán registradas en actas que serán firmadas por los participantes y resguardadas por la Secretaría Técnica.
Una de las novedades más relevantes es la creación de dos comités permanentes: el Comité de Planeación del Sector Energético y el Comité de Información del Sector Energético, ambos diseñados para especializar el análisis técnico y apoyar con diagnósticos, estudios y recomendaciones. Estos comités podrán a su vez establecer grupos de trabajo específicos, integrados por funcionarios con experiencia técnica en las distintas áreas estratégicas del sector.
“El Consejo puede instruir a los organismos sectorizados y empresas públicas para presentar informes periódicos sobre el estado del sector energético, con el fin de integrarlos en el Informe Anual”, detalla el artículo 32 de los lineamientos. Esto permitirá que el Consejo mantenga una visión actualizada del avance de las políticas públicas y metas sectoriales, incluyendo las establecidas en el Plan Nacional de Desarrollo.
Cabe recordar que, de forma paralela, la Comisión Nacional de Energía (CNE) ha impulsado recientemente nuevas reglas para proyectos de generación y almacenamiento, buscando que se ajusten a la evolución del sistema energético mexicano. Tal como informó Energía Estratégica, se establecieron disposiciones que definen con mayor claridad las características técnicas y operativas de las instalaciones, así como su relación con el despacho económico y los esquemas de almacenamiento con baterías. Este tipo de reformas técnicas subraya la necesidad de contar con un órgano como el Consejo, capaz de dar coherencia, seguimiento y evaluación continua a los cambios del sector.
Además, el nuevo marco normativo resalta el principio de planeación vinculante, un enfoque que permite a la Secretaría de Energía coordinar con mayor efectividad a las distintas instituciones y operadores del sistema energético nacional. Lejos de ser un espacio consultivo o declarativo, el Consejo tendrá injerencia directa en el seguimiento de decisiones estratégicas, sin desplazar las funciones de regulación que competen a otros entes como la CRE o la CNE.
La entrada en vigor de estos lineamientos marca un punto de inflexión en la institucionalización de la planeación energética mexicana, que da un paso hacia modelos más coordinados, permanentes y orientados a la transición. Al formalizar este órgano de alto nivel, México se alinea con prácticas internacionales que buscan asegurar la coherencia de largo plazo en la política energética, sobre todo frente a los desafíos que plantea la descarbonización, la seguridad energética y la incorporación masiva de nuevas tecnologías.
Mining Beacon expone los datos clave del sector, tensiones estructurales y un enorme desafío: quién produce, cuánto factura y por qué el sector enfrenta su mayor desafío histórico.
La minería global atraviesa una paradoja histórica. Nunca el mundo necesitó tantos minerales y metales como hoy, pero nunca fue tan complejo atraer capital, acelerar proyectos y sostener la licencia social para operar. Así lo refleja el informe Global Mining 100, elaborado por Mining Beacon, una de las plataformas de información minera más influyentes a nivel internacional, que analiza en detalle el desempeño de las 100 principales compañías mineras y metalúrgicas del planeta.
Según el relevamiento, las Top 100 vendieron u$s946.400 millones en minerales y metales durante 2024, una cifra levemente superior a los u$s925.600 millones de 2023, lo que confirma que el sector sigue siendo uno de los pilares silenciosos de la economía global, aun en un contexto de alta volatilidad geopolítica, presión regulatoria y cambios tecnológicos acelerados.
“Las 100 principales compañías mineras y metalúrgicas del mundo vendieron u$s946.400 millones de minerales y metales el año pasado”, destaca textualmente el estudio de Mining Beacon, al que accedió Energy Report.
Los cinco grandes minerales que explican el negocio global
El estudio muestra que, pese al auge discursivo de los minerales críticos, la minería mundial sigue concentrando su facturación en pocos commodities. En 2024, las mayores ventas provinieron de:
Cobre: u$s173.810 millones
Carbón térmico: u$s131.970 millones
Oro: u$s131.810 millones
Hierro: u$s130.450 millones
Bauxita, alúmina y aluminio: u$s84.830 millones
A estos se suman ingresos relevantes por carbón metalúrgico, zinc, metales del grupo platino, níquel, plata, fertilizantes, litio, uranio y tierras raras. El dato es clave porque confirma que la transición energética no reemplaza al negocio tradicional, sino que se superpone a él, tensionando la necesidad de inversión.
Uno de los puntos más llamativos del informe es la comparación entre el valor de mercado de la minería y el de otros sectores estratégicos. Mining Beacon señala que 96 de las 100 compañías son cotizantes, y que su capitalización bursátil combinada alcanzaba u$s1,836 billones a junio de 2025.
Para ponerlo en perspectiva, el informe remarca que Nvidia por sí sola vale más que todo el sector minero listado, y que las cinco grandes tecnológicas estadounidenses concentran una capitalización cercana a u$s17.000 millones.
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“Estamos ante una situación extraordinaria en la que la capitalización combinada de los proveedores de minerales es menor que la de una sola compañía a la que abastecen”, advirtió Rohitesh “Ro” Dhawan, presidente y CEO del Consejo Internacional de Minería y Metales (ICMM, por sus siglas en inglés).
“Ro” encabeza el consejo de 24 directores ejecutivos de las mayores empresas mineras y metalúrgicas del mundo. Dhawan vive en Londres, pero nació y creció en la India y ha pasado la mayor parte de su vida adulta en Sudáfrica. Estas experiencias en países en desarrollo -afirman en ICMM- son la fuente de su pasión por la minería responsable y su convicción en el poder de la industria minera para transformar vidas y proteger la naturaleza, especialmente en las zonas menos desarrolladas del mundo. Tiene una Maestría en Cambio Ambiental y Gestión de la Universidad de Oxford en el Reino Unido y una licenciatura en Economía de la Universidad de Rhodes en Sudáfrica.
El cuello de botella: inversión, plazos y confianza
Mining Beacon pone el foco en uno de los grandes problemas estructurales de la industria: los plazos de desarrollo y la falta de capital. Según datos de Morgan Stanley incluidos en el informe, el tiempo promedio para que una mina pase del descubrimiento a la producción ya alcanza 17,8 años, frente a apenas 6,4 años en la década del 90.
“En el momento en que el mundo necesita unas 300 nuevas minas, es cuando más difícil se ha vuelto abrir una”, resume el reporte en base a Dhawan.
La situación se agrava por el retroceso en exploración. Las Top 100 destinaron u$s5.936 millones a exploración en 2025, una cifra que representa apenas una décima parte del gasto en fusiones y adquisiciones, y que marca un problema de reposición de activos a largo plazo.
Producción récord, pero con costos crecientes
Otro de los “datos breves” destacados entre las páginas 12 y 15 es el fuerte nivel de actividad operativa. Las Top 100 empleaban 2,56 millones de personas a fines de 2024 y reportaron 205 muertes laborales en ese año, un indicador que sigue pesando sobre la percepción social del sector.
En paralelo, el gasto de capital cayó a u$s110.440 millones en 2025, desde u$s130.990 millones en 2024, reflejando una industria más cauta, enfocada en disciplina financiera y retornos selectivos.
“Los mineros están entrando en una nueva era de disciplina de capital”, señala el informe, que cita a Wood Mackenzie, donde advierte que invertir en crecimiento solo es rentable si se hace en los commodities correctos, especialmente cobre.
China, integración y minerales del futuro
El informe también subraya el peso creciente de China, no solo como consumidor sino como actor integrado verticalmente, con fuerte presencia en cobre, litio, níquel y tierras raras.
Mining Beacon indicó que las compañías chinas combinan minería, procesamiento, manufactura y reciclaje, una estrategia que Occidente todavía intenta replicar.
“La integración industrial, el reciclaje y la tecnología son los grandes diferenciales competitivos en la nueva minería”, señala el documento.
Un sector clave para la transición… pero en tensión
La conclusión del informe es tan clara como incómoda: la minería es indispensable para la transición energética, pero no está financieramente preparada para sostenerla sola. La Agencia Internacional de Energía proyecta que la demanda de algunos minerales podría duplicarse o cuadruplicarse en 20 años, mientras que la industria enfrenta más regulaciones, menos exploración y crecientes resistencias sociales.
La vía navegable troncal, comprendida entre el kilómetro 1238 del Río Paraná, hasta la Zona de Aguas Profundas Naturales, en el Río de la Plata exterior, hasta la altura del kilómetro 239,1 del canal Punta Indio, por la vía del Canal Ingeniero Emilio Mitre y el Río Paraná de las Palmas, Río Paraná Bravo, Río Paraná Guazú, Río Talavera, Río Paraná–Océano Atlántico (la “Vía Navegable Troncal”), fue administrada y mantenida por Hidrovía S.A. bajo el régimen de concesión de obra pública por peaje de la Ley 17.520, a riesgo empresario y sin aval del Estado desde 1995 (cfr. Decreto 253/1995).
En el año 2021, mediante Decreto 949/2020 (el “Decreto 949”), se delegó en el entonces Ministerio de Transporte la facultad de efectuar el llamado y la adjudicación de la licitación pública, nacional e internacional, por el régimen de concesión de obra pública por peaje de la Ley 17.520, para la modernización, ampliación, operación y mantenimiento del sistema de señalización y tareas de dragado y redragado y mantenimiento de la Vía Navegable Troncal, a riesgo empresario y sin aval del Estado (la “Licitación” y la “Concesión”, respectivamente).
Posteriormente, ante la proximidad del vencimiento del contrato de concesión de Hidrovía S.A. y su prórroga, mediante Decreto 427/2021 se otorgó la Concesión a la Administración General de Puertos S.E. por un período de 12 meses. La vigencia de la Concesión fue prorrogada por la Resolución 515/2022 del entonces Ministerio de Transporte hasta la toma de servicio por quien resulte adjudicatario de la Licitación.
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Seguidamente, por Disposición 34/2024 de la entonces Subsecretaría de Puertos y Vías Navegables, se llamó a licitación pública nacional e internacional para la selección del concesionario, la que fue dejada sin efecto tras haber recibido una única oferta.
En este contexto, luego de un proceso de audiencia pública y formulación de observaciones por los interesados, el viernes 19 de diciembre de 2025 se publicó en el Boletín Oficial la Resolución 67/2025 (la “Resolución 67”) de la Agencia Nacional de Puertos y Navegación (la “ANP”) que dispuso el llamado a Licitación y aprobó los Pliegos de Bases y Condiciones y Especificaciones Técnicas (los “Documentos Licitatorios”).
A continuación, se detallan los aspectos más relevantes de la convocatoria:
1. Cronograma de la Licitación
Plazo para la formulación de consultas a los Documentos Licitatorios: hasta el 28 de enero de 2026 a las 23.59 h. Plazo máximo de presentación de ofertas: hasta el 27 de febrero de 2026 a las 13:00 h. Acto de apertura del Sobre N° 1: 27 de febrero de 2026 a las 13:00 h.
2. Condiciones generales de la Licitación
La Licitación es de etapa múltiple y los oferentes presentarán sus ofertas en tres sobres.
El primero, contendrá la documentación que acredite el cumplimiento de los requerimientos societarios y formales, técnicos y económicos mínimos.
El segundo deberá incluir la memoria técnica y un plan de trabajos indicativo de todas las tareas a realizar.
El último, contendrá la oferta económica, comprensiva de la planilla de cotización para las Etapas 0, 1 y 2.
3. Presentación de ofertas
La presentación de las ofertas debe realizarse exclusivamente a través de la plataforma Contrat.Ar, a cuyos fines los interesados deberán estar previamente inscriptos en la categoría “Cocontratantes del Estado”, subcategoría “Concesionario Ley N° 17.520” de conformidad con la Resolución 35/2024 de la Vicejefatura de Gabinete Ejecutiva y la Disposición 84/2024 de la Oficina Nacional de Contrataciones (la “ONC”).
4. Participación
Las personas habilitadas para participar de la Licitación son aquellas personas jurídicas, nacionales o extranjeras, con capacidad para obligarse en la República Argentina. Estas personas podrán presentarse por sí mismas o bajo asociaciones, pero no podrán optar por ambas alternativas o participar de más de una.
No estarán habilitadas para participar las personas jurídicas controladas directa o indirectamente por estados soberanos o agencias estatales ni uniones transitorias de empresas, entre otros.
En caso de resultar adjudicatario, el oferente deberá constituir una sociedad de propósito específico cuyo estatuto social deberá prever un plazo igual o superior al plazo máximo de vigencia del contrato. Además, deberá prohibir cualquier modificación en la participación que implique un cambio de control.
5. Requisitos económicos
A efectos de acreditar su capacidad económico-financiera, los oferentes deberán acreditar el cumplimiento de, como mínimo, los siguientes requisitos:
Un patrimonio neto total mayor a US$ 300.000.000; Una facturación mínima mayor a US$ 450.000.000, en todo concepto; Un factor de solvencia mayor a 1,40; Un factor de liquidez mayor a 0,9; Un factor de endeudamiento menor a 2,5; y Una facturación anual mínima promedio sobre la actividad de dragado mayor a US$ 300.000.000 y rentabilidad mínima de US$ 30.000.000 para todas las actividades.
6. Requisitos de experiencia
Los Oferentes deberán contar con experiencia en la ejecución de obras de dragado en puertos y canales a efectos de la mejora y/o mantenimiento de las condiciones de navegación, ejecutados con equipos propios y por un volumen de material removido superior a 1.000.000 m3 en vías navegables similares, esto es, aquellas que permitan la navegación de embarcaciones de más de 8 m de calado.
Se computarán únicamente aquellos antecedentes de fecha posterior a 2016.
En el caso de las asociaciones, solo se considerarán los antecedentes de aquel integrante con una participación igual o superior al cuarenta por ciento (40%).
En particular, se requiere que se acredite:
Volumen total de dragado no inferior a 15.000.000 m3; Volumen mensual dragado, excluyendo refulado o rellenos, con equipos propios de una calada inferior a 8,5 m, superior a los 500.000 m3; Experiencia en la implementación o mantenimiento de sistemas de balizamiento; Contar con 6 dragas de succión que hayan sido construidas después de1994, con un calado máximo de 8,5 m, con una potencia instalada a bordo no menor a 4,000 kW. Además, la suma de la capacidad de tolva de 4 de las dragas no debe ser inferior a 20,000 m3. Calificación de las emisiones y certificaciones ISO 9001, 14.001 y 45.001. Los oferentes deberán designar a un representante técnico, que será quien represente al Concesionario ante el Concedente y reciba las órdenes de servicio. Deberá ser ingeniero civil o portuario y deberá acreditar experiencia en cargos relacionados con la organización, dirección, inspección y/o representación técnica en obras de dragado en Argentina.
7. Memoria técnica
Los oferentes deberán presentar una memoria técnica y un plan de trabajos indicativo de las tareas a realizar, los volúmenes a remover y las dragas a utilizar en cada sector y para cada tarea.
La memoria descriptiva de las tareas a realizar deberá incluir, entre otra información, los planes de movilización y desmovilización, el plan de entrega, actas y cesión de la concesión y los equipos, etapas y tiempos previstos.
El plan y programa de trabajo, por su parte, deberá prever la propuesta general de dragado, balizamiento, tecnificación y lucha contra derrames.
8. Oferta económica
La oferta económica consistirá en la cotización de la tarifa de transporte para los tramos comprendidos entre los ríos Paraná y Río de la Plata para cada una de las etapas de la concesión.
Además, el oferente deberá presentar:
El plan económico financiero de la concesión; Un compromiso de financiamiento por un monto mínimo equivalente al 50% de las inversiones totales previstas para la ejecución de las obras de la concesión; Cotización del servicio de dragado en acceso a puertos.
9. Garantía de mantenimiento de oferta
Como condición de validez de sus ofertas, los oferentes deberán integrar una garantía de mantenimiento de oferta por un monto de US$ 20.000.000, por un plazo de duración igual al plazo de mantenimiento de la oferta, más sus eventuales prórrogas.
10. Adjudicación
Será adjudicado aquel oferente que, tras superar satisfactoriamente la evaluación del sobre 1, obtenga la mayor puntuación —sobre un total de 200 puntos— considerando tanto su propuesta técnica (sobre 2) como económica (sobre 3).
11. Objeto de la concesión
El objeto del contrato de concesión consiste en la modernización, ampliación, operación y mantenimiento del sistema de señalización, tareas de dragado y redragado y mantenimiento de la Vía Navegable Troncal y tendrá un plazo de duración de 25 años el cual podrá prorrogarse por un período adicional que no podrá superar el 20% del plazo original.
La concesión se divide en las siguiente tres etapas:
Etapa 0: se extenderá por un año desde la toma de posesión durante el que se deberán desarrollar tareas de mantenimiento y mejoras en la señalización. Además, el oferente deberá presentar la documentación necesaria para la ejecución de las obras de dragado de la Etapa 1.
Etapa 1: a partir de la aprobación de la documentación, el concesionario realizará las obras correspondientes a la Etapa 1, consistentes en: (i) ensanche del Canal Brown y (ii) profundización y adecuación de la taza del canal de los ríos Paraná Bravo y Paraná Guazú. Durante esta etapa, el concesionario deberá presentar la documentación necesaria para la ejecución de las obras de la Etapa 2.
Etapa 2: comienza con la presentación de la documentación pertinente y se extiende durante la ejecución de las obras de dragado de Etapa 2 hasta la finalización de la Concesión.
Al cierre de 2025, la formación no convencional no solo rompe récords de extracción, sino que redefine la balanza comercial argentina con exportaciones que superan los USD 7.000 millones. El impacto del RIGI y los acuerdos de GNL marcan la hoja de ruta para 2026. El sector hidrocarburífero argentino despide el año con cifras que confirman un cambio estructural en la matriz productiva.
Según los últimos reportes operativos de noviembre, la provincia de Neuquén alcanzó los 590.339 barriles diarios de petróleo, lo que supone un salto interanual del 28,64%. Lo más relevante para el mercado es la consolidación del shale oil, que ya explica el 96,97% del total producido.
Los motores del crecimiento
El sostenimiento de estos niveles récord se apoya en la estabilidad operativa de áreas maduras y en desarrollo acelerado como:
Loma Campana (YPF-Chevron) Bandurria Sur Bajada del Palo Este Bajo del Choique-La Invernada
En el segmento del gas, a pesar de una leve estacionalidad mensual, la producción se ubicó en 81,22 millones de metros cúbicos diarios. El shale gas mantiene su predominio con una participación del 90,04% sobre el total no convencional, blindando el abastecimiento interno y sentando las bases para la exportación a escala.
Proyección internacional: Del Cono Sur al Mercado Global
El 2025 cierra con hitos geopolíticos que transformarán a Vaca Muerta en un hub exportador global:
Alianza GNL: El acuerdo entre YPF y ENI para el proyecto de Gas Natural Licuado proyecta exportaciones futuras por USD 300.000 millones, una cifra que equivale a la mitad de lo exportado por el agro en las últimas dos décadas.
El “Factor Brasil”: Los acuerdos con el consorcio GASBRA SA para abastecer al sector industrial brasileño abren un canal de divisas fundamental para la balanza comercial.
Marco Normativo: La inclusión del upstream no convencional en el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) ha comenzado a traccionar capitales que garantizan la hoja de ruta para 2026.
Impacto Económico
La eficiencia operativa de las operadoras en la cuenca neuquina permitió que Argentina logre exportaciones energéticas históricas por más de USD 7.000 millones este año. Este superávit energético se perfila como el principal sostén de las reservas del Banco Central frente a los vencimientos de deuda previstos para el inicio del próximo ciclo.
Con este escenario, la industria inicia el 2026 con el desafío de ampliar la infraestructura de evacuación para que el récord de producción en pozo se traduzca efectivamente en mayor presencia en los mercados internacionales.
La importación es un fenómeno limitado. Pero hay limitaciones estructurales difíciles de resolver en el corto plazo. Cuáles son los sectores que están en mejores o en peores condiciones para hacerle frente al mundo.
Lejos de lo que se piensa, la importación en el país es todavía un fenómeno limitado. Lo que está poniendo en jaque a algunos sectores fabriles no son productos, insumos y componentes que vienen del exterior, sino la dificultad que tiene la propia Argentina para que la producción local pueda competir en el mercado interno.
El gran problema, como ya ha quedado demostrado en el primer cuarto del siglo 21, es que tener una economía cerrada no sirve; genera como contracara precios más altos y sin crecimiento real del empleo privado registrado. La apertura es necesaria, pero la competitividad no se logra de un año para el otro.
El 2025 ha sido un año de transición en muchos niveles para la Argentina. Hasta noviembre, la importaciones crecieron a un ritmo del 27% respecto a los 11 primeros meses del año pasado. Pero la estimación de Gustavo Scarpetta, especialista cordobés en comercio exterior, es que terminarán el año en U$S 75.600 millones, por debajo del pico registrado en 2022, cuando llegaron a U$S 76.162 millones.
La consultora Abeceb hace un ejercicio interesante: compara la relación importación-PIB, o sea, lo que ingresa desde el exterior contra el tamaño de la economía. En Argentina es de 16% (en la década del ‘90 era de 17%), cuando en Colombia, Uruguay y Chile oscila entre el 20% y el 45% (el valor más alto corresponde a la economía trasandina).
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Por lo tanto, en términos relativos, la importación tendría margen para seguir creciendo. ¿Por qué le duele tanto la importación a la industria nacional?
En parte porque venía de más de dos décadas de una economía cerrada, en la que se importaban mayormente insumos, bienes de capital y bienes intermedios, mientras que los bienes de consumo representaban una mínima porción.
Esto cambió en 2025 y la importación de bienes finales se encontró con una demanda contenida que respondió inmediatamente comprando. Según datos del Indec, entre enero y noviembre, la importación de bienes de consumo creció 58% y la de vehículos, 109%, mientras que la producción fabril medida a través del IPI Industrial entre enero y octubre aumentó sólo 3,1%.
La competitividad es un problema estructural
“Que los productos importados compitan con los bienes de producción nacional no es preocupante. El problema es que la pérdida de competitividad que ha sufrido la industria argentina es parte de un fenómeno sistémico. Las empresas pueden hacer su trabajo puertas adentro para reducir costos, tener un manejo más eficiente de sus costos operativos o analizar su mix de productos y servicios. Pero el límite está una vez que sus productos salen fuera de la fábrica, en la infraestructura portuaria y vial, en la burocracia administrativa, en los costos laborales, el esquema tributario, la falta de financiamiento, etcétera”, explica Mariángel Ghilardi Sierra, coordinadora Sectorial y de Negocios de Abeceb.
Este no es un fenómeno nuevo. La gremial empresarial industrial viene insistiendo desde hace años en este problema en cada foro y en cada evento; pero encontró por respuesta un profundo silencio. El problema es que la solución a estos problemas lleva tiempo.
“Argentina tiene tres problemas estructurales básicos. Su mercado es relativamente pequeño y limita a las industrias para lograr economías de escala; solamente lo logran las industrias enfocadas en la exportación, como la agroindustria. Además, es una economía sin crédito y sin perspectiva de mediano plazo, lo cual reduce la inversión en tecnologías de escala mundial. A esto se suman los problemas históricos, que están en vías de cambiar, pero en el largo plazo, como los altos costos del sistema laboral y la falta de infraestructura”, resalta Marcos Cohen Arazi, investigador del Ieral (de la Fundación Mediterránea), responsable de la sección Productiva.
En este sentido, advierte el economista cordobés, el tiempo es un factor que juega en contra. “El plazo en que se instala Decathlon en el país es mucho más corto comparado con el tiempo que lleva acomodar estos factores estructurales, claves para que la industria argentina pueda competir; es un problema insalvable”, previene.
Paradoja: la industria nacional suma importación
En lo que va de la gestión de Javier Milei, la Encuesta de Indicadores Laborales (EIL) de la Secretaría de Trabajo de la Nación viene registrando más empresas en general, pero menos industrias.
Los datos de octubre pasado relevan 312.926 empresas privadas del sector formal, 7.226 firmas más (2,3% de aumento) que en octubre de 2023; pero 47.576 industrias, 1.470 menos (2,9% de caída) que hace dos años.
Las industrias que se mantienen en el mercado argentino optaron por aumentar la composición de insumos y componentes importados, o también por dejar de producir algún bien o servicio en el que son menos competitivos, para reemplazarlos por alguna alianza con marcas extranjeras que le permita ser representante en el país.
Un informe de Abeceb, sobre la base de datos del Observatorio PyME, refleja que la proporción de empresas que reemplazan producción propia de bienes por importaciones casi se duplica y llegó al 10,1% en el segundo semestre del año, contra el 5,3% de la primera etapa; mientras que las que sustituyen insumos y bienes intermedios locales trepan al 22,1% desde 15,2%, respectivamente.
Los rubros en los que se producen estos cambios con mayor intensidad son sustancias y productos químicos, caucho y plástico (29,2%), y la metalmecánica (28,4%).
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“Todos los sectores se están acomodando al nuevo contexto. Las empresas buscan eficientizar los costos operativos, cambiar el portafolio de productos, realizar inversiones en automatización, ser más eficientes en el manejo de los costos energéticos o sellar alianzas con partners extranjeros, sobre todo de China, para que utilicen su red comercial”, explica Ghilardi Sierra.
Un ejemplo es lo que sucede en la industria automotriz. En noviembre, el 60% de los patentamientos de vehículos 0 km fueron importados y el 40% fueron nacionales, cuando en igual mes del año pasado la relación era 44% y 56%, respectivamente.
La mayor oferta de vehículos importados les permitió a las automotrices aumentar 49,7% el patentamiento en los primeros 11 meses del año (587.666 unidades). Pero, en el mismo período, la producción nacional fue de 464.408 vehículos, con una caída de 0,9% respecto del período enero-noviembre de 2024.
Las industrias más golpeadas y las que siguen en competencia
El impacto de esto se sintió en todo el cordón autopartista cordobés. Un reciente análisis de la Comisión Autopartista de la Cámara de Industriales Metalúrgicos y Componentes de Córdoba (Cimcc), partiendo de las proyecciones de fabricación para el año próximo, indica que la producción cordobesa de vehículos pasará a representar el 20% del total nacional en 2026, cuando en 2023 era de 29%.
Al respecto, fuentes de la industria a nivel nacional advierten que, en este contexto de una demanda general relativamente baja, el sector acude a toda su capacidad de resiliencia. “Las industrias tienen una pata en la producción, pero históricamente también la tuvieron en la importación, cuentan con mucha gimnasia importadora y ahora están ampliando esta actividad para ser más competitivas y sostenibles”, agrega la fuente que pidió reserva del nombre.
Durante la gestión Milei, la economía ha crecido. Entre noviembre de 2023 y octubre de 2025, el Estimador Mensual de la Actividad Económica (Emae) del Indec aumentó 4,4%.
Sin embargo, según datos del Ieral, la actividad industrial en todos los sectores descendió 5,1%.
Los únicos rubros que crecieron fueron alimentos y bebidas (4,3%), sustancias y productos químicos (1,4%) y otros aparatos e instrumentos (1%), mientras se mantuvieron casi estables otros equipos de transporte (0,6%). Estos son los rubros que todavía son competitivos.
Las caídas más importantes se registraron en textiles (-37,2%), productos de caucho y plástico (-23,7%), productos de metal (-20,6%), productos minerales no metálicos (-17,8%), vestimenta y calzado (-16%), y vehículos, carrocerías y autopartes (-15,8%).
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“El tipo de cambio no está atrasado, pero tampoco da demasiadas ventajas. Entonces, levantadas las protecciones que ayudan a la competitividad y sin escala, hay rubros dentro de la industria que se tienen que reconfigurar”, resalta Cohen Arazi.
Para el economista cordobés, en Argentina, agroindustria, derivados del petróleo y químicos son los que todavía mantienen una cierta competitividad. En cambio, textiles, calzado y metalmecánica son los que necesitan adaptarse de manera urgente.
“Esto va a seguir en 2026. El Gobierno está priorizando que el tipo de cambio no se siga apreciando, la baja de algunos impuestos, la reforma laboral y algunos incentivos a la inversión de medianas empresas, que era lo que se esperaba”, resalta el economista del Ieral.
Por su parte, la investigadora de Abeceb, agrega otros sectores que están en peligro de sobrevivencia como electrónica (la producción de celulares, por la baja de aranceles, puede ser rápidamente sustituible), juguetes (en los últimos 12 meses, se duplicó la importación desde China) y neumáticos (la caída de 35% al 16% de aranceles en 2025 incrementó 57% el ingreso de unidades desde el exterior).
El Ministerio de Economía, a través de la Secretaría de Energía, dio un giro clave en la instrumentación del Plan Gas.Ar al establecer un mecanismo para ceder los contratos directos de compraventa de gas natural hoy concentrados en Energía Argentina Sociedad Anónima (EA) hacia relaciones contractuales directas entre productores y distribuidoras, con supervisión del ENARGAS.
La decisión quedó formalizada en la Resolución 606/2025, firmada el 26 de diciembre de 2025 y publicada el 29 de diciembre, y se inscribe en la estrategia oficial de normalización del mercado del gas, reducción de intermediaciones estatales y retorno al marco regulatorio de la Ley 24.076, sin alterar tarifas ni los objetivos estructurales del esquema vigente.
Reconfiguración del Plan Gas.Ar y salida progresiva del Estado como intermediario
La Resolución 606/2025 introduce adecuaciones instrumentales al “Plan de Reaseguro y Potenciación de la Producción Federal de Hidrocarburos 2023–2028”, aprobado por el Decreto 892/2020, en un contexto macroeconómico sustancialmente distinto al de su creación y bajo la premisa explícita de que el Estado Nacional se retire progresivamente de actividades que pueden ser realizadas por el sector privado sin financiamiento presupuestario.
El eje central de la medida es la cesión de los contratos de compraventa de gas natural celebrados entre EA y los productores, destinados al abastecimiento de la demanda prioritaria, hacia las prestadoras del servicio público de distribución de gas por redes. Según el artículo 1°, los productores que adhieran deberán aceptar la cesión, la cual será instrumentada por EA dentro de un plazo de 30 días hábiles desde la publicación de la resolución.
Una vez perfeccionada la cesión, EA quedará liberada de todas las obligaciones futuras bajo esos contratos, aunque mantendrá a su cargo las deudas, intereses, penalidades o reclamos derivados de operaciones realizadas con anterioridad. Desde ese momento, los productores asumirán plenamente el rol de vendedores y las distribuidoras el de compradoras, estableciendo un vínculo directo conforme al artículo 12 de la Ley 24.076, que promueve la libre interacción de oferta y demanda para la formación del precio del gas en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST).
Cambios operativos: inversiones, compromisos de inyección y compensaciones
La resolución también redefine aspectos operativos relevantes del Plan Gas.Ar para los Productores Firmantes que adhieran voluntariamente, sin modificar los objetivos esenciales del esquema ni las tarifas finales a usuarios.
Entre los cambios más significativos se destacan:
Alivio en las obligaciones informativas: se elimina el deber de presentar informes trimestrales con apertura mensual sobre el avance del plan de inversiones, junto con información auditada y en carácter de declaración jurada. La obligación de invertir se mantiene intacta, así como la facultad de la Secretaría de Energía de requerir información puntual para verificar el cumplimiento. Esta dispensa no aplica a los compromisos asumidos en la Ronda 5.2, convocada por la Resolución 770/2022 y adjudicada entre 2022 y 2023.
Revisión del compromiso de inyección: para los productores adherentes, deja de aplicarse la regla que dividía la curva de producción comprometida por 0,7, prevista en el Numeral (i) del Punto 11 del Anexo del Decreto 892/20. El cambio reduce exigencias formales sin alterar los volúmenes comprometidos.
Pago provisorio más alto: el pago provisorio mensual de la compensación estatal se eleva al 90%, calculado sobre la base de la declaración jurada presentada por cada productor respecto de sus entregas, conforme a los puntos 62 a 65 del Anexo del Plan. En el nuevo esquema, los productores cobrarán el precio del gas en el PIST en pesos por metro cúbico, incorporado en los cuadros tarifarios, y percibirán adicionalmente la compensación a cargo del Estado Nacional. Las bonificaciones tarifarias aplicadas a los usuarios finales serán recuperadas por los productores a través del mecanismo de compensación vigente.
Supervisión regulatoria y asignación de volúmenes: el rol del ENARGAS
La resolución pone especial énfasis en la Ronda 4.2 del Plan Gas.Ar, adjudicada mediante la Resolución 860/2022, cuyos volúmenes deberán ser reasignados entre distribuidoras, generadores y, eventualmente, CAMMESA. En este proceso, la actuación de EA será supervisada por el ENTE NACIONAL REGULADOR DEL GAS (ENARGAS).
EA deberá informar a los productores involucrados cómo se distribuirán los volúmenes adjudicados, priorizando que las distribuidoras reciban el “Gas de Pico 2024” y el “Gas de Pico 2025”, según lo establecido en la Resolución 770/2022. El objetivo explícito es propiciar la firma de contratos directos entre productores y distribuidoras, reduciendo la intervención transitoria del Estado.
La adhesión al nuevo esquema es voluntaria pero indivisible: no se admitirán aceptaciones parciales ni sujetas a reservas. Productores y distribuidoras deberán manifestar su adhesión mediante el sistema Trámites a Distancia (TAD) dentro de los 30 días hábiles administrativos desde la notificación del acto. Luego de publicada la lista de adherentes, las partes contarán con otros 30 días hábiles para presentar los nuevos contratos ante la Secretaría de Energía y el ENARGAS.
Impacto económico e institucional: hacia la normalización del mercado del gas
Desde el punto de vista económico, la Resolución 606/2025 representa un primer paso concreto hacia la normalización contractual del mercado del gas natural, en línea con la emergencia energética declarada por el Decreto 55/2023 y prorrogada hasta el 9 de julio de 2026. El Gobierno busca corregir distorsiones generadas por años de congelamiento tarifario y subsidios generalizados que, según los considerandos, “comprometieron gravemente la situación financiera del Estado Nacional”.
Sobre el cierre del año, el Centro-Pyme Adeneu convocó a un evento para debatir los principales desafíos de la cadena de valor local ante la oportunidad de proveer, de un mayor modo, a la industria oil and gas. A continuación el video con la cobertura completa.
La jornada “Forjando Vaca Muerta: donde la metalmecánica y el Oil & Gas se juntan” reunió a referentes de operadoras, industria metalmecánica, cámaras empresarias, universidades y organismos técnicos para poner en foco un tema clave: cómo se prepara el entramado local para acompañar el salto de actividad en la Cuenca Neuquina, con más competitividad, capacidades técnicas y encadenamientos productivos.
En este contenido vas a encontrar el registro completo del evento, con la cobertura de Mejor Energía, y el detalle de cada panel y sus participantes para que puedas navegar la agenda, identificar los momentos más relevantes y volver a ver las definiciones principales.
Paneles y participantes
1. Apertura
Facundo López Raggi, coordinador de Metalmecánica y Sustentabilidad del Centro PyME-Adeneu)
Guillermo Koenig (Ministro de Economía, Producción e Industria) Anabel Lucero (Gerente General, Centro PyME-Adeneu)
2. El contexto sectorial
Presentación FECENE: Roberto Enríquez (vocal titular FECENE y presidente de ADINEU) Presentación ADIMRA: “Desarrollo federal de la industria metalúrgica e integración de cadenas de valor estratégicas”: Mariano Guizzo (vicepresidente) y Jorge Scian (presidente Comisión de Energía)
3. Disertación técnica de gestión e innovación
Innovar para ser competitivos en el contexto Vaca Muerta (Laura Álvarez- INTI)
4. Perspectivas de Vaca Muerta y el sector metalmecánico
Fabricio Gullino, subsecretario de Hidrocarburos de Neuquén
5. Operadoras y servicios especiales (demanda: oportunidades y desafíos)
Mauro Poli (AESA) Germán Crivelli (YPF) Emiliano Schlotthauer (PAE) Sebastián Pastrana (Pluspetrol) Moderador: Fernando Castro (Director de Mejor Energía)
6. Pymes de Vaca Muerta (oportunidades y amenazas)
Daniel Duñez (El Pampeano) Mariano Valeri (Industrias Bender) Ezequiel Weber (Tecsa) Ariel Malatesta (IAN) Moderador, Fernando Castro (Director de Mejor Energía)
La baja de la actividad en Vaca Muerta impactó en la operación de pymes neuquinas, que hoy buscan ganar eficiencia.
El 2025 para las pymes de Vaca Muerta fue desafiante. La caída de la actividad impactó de lleno en varias empresas neuquinas, que redujeron entre un 30 y un 40% su nivel de operación. Desde la Federación de Cámaras del Sector Energético de Neuquén (Fecene) señalaron que es clave mejorar la eficiencia, potenciar el asociativismo y aprovechar otros mercados para comprar equipamiento, como el chino.
El secretario de la federación, Daniel González dialogó con este medio sobre los factores que provocaron un 2025 complejo para la industria de los hidrocarburos en la región. “Veníamos muy embalados del 2024, con mucha actividad, lo que incluso significó que se hiciera muchas inversiones en equipamiento, en ampliaciones y demás”, recordó.
El 2025 “nos encontró con una baja de actividad importante para las pymes neuquinas. Hay casos en los que se registran caídas de actividad del 30% al 40%, lo que nos prendió algunas luces de alarma”, marcó. Los factores más evidentes que llevaron a la baja son tres, según enumeró. Uno es la caída del precio del barril Brent de referencia para Argentina, que inició el 2025 en torno a los US$ 80. En los últimos meses, se mantuvo apenas por encima de los US$ 60.
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Se le suma la “incertidumbre política sobre lo que ocurriría en las elecciones. El tercer factor es la evacuación. Se están realizando obras grandes, como la construcción del Oleoducto Vaca Muerta Sur, a la que, evidentemente, se dirigieron muchos fondos”, expresó.
El referente consideró que son factores que se pueden ir atenuando, pero hay que mantener cautela, sobre todo con el precio del crudo. “En 2026 hay que estar preparado por un escenario peor que de US$ 60”, subrayó. Esto obliga a que “toda la industria sea mucho más eficiente, a tener mayor productividad para estar a la altura de las circunstancias, porque todo el sector va a requerir una mejora para poder ser competitivos”, advirtió.
La eficiencia será clave no solo para afrontar el 2026, sino también para avanzar hacia el salto de escala previsto para 2030, en el que se proyecta que el país alcance el millón de barriles por día. Se le suman los proyectos de GNL, que a 2030 se prevé una capacidad de procesamiento de nada menos que 17.000 toneladas con los proyectos en carpeta. “Las pymes nos tenemos que preparar. Pensamos en la asociatividad y complementariedad con otras empresas. Por eso también apuntamos a asistir a todas las ferias internacionales que hay”, señaló.
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Un ejemplo es la Conferencia de Tecnología Offshore (OTC, por sus siglas en inglés) en la que participaron representantes de firmas regionales para conocer nuevas tecnologías, “conseguir partners o representaciones de empresas que ya tienen mucha experiencia en Estados Unidos”. Sin embargo, si el foco está en la compra de equipamiento, la respuesta es China. “Estamos preparando un viaje para China en marzo de 2026. Está la oportunidad de adquirir equipamiento a menor precio. Algunos empresarios de la zona ya han ido y comprado”, explicó.
Las reformas que esperan las pymes
“Internamente, no hay dudas de que nosotros tenemos que hacer los deberes para tener una mayor productividad. Puertas adentro tenemos que ser más eficientes, pero con eso a veces no basta”, expresó González. El Estado “tiene mucho para aportar, porque más allá de nuestro esfuerzo, tenemos una carga muy fuerte en materia impositiva”, marcó.
La empresa santafesina que consolidó su lugar en la cadena de valor energética, apostó a la calidad certificada y proyecta nuevas inversiones en Vaca Muerta. Además, el análisis de un desembarco en Neuquén como parte de su estrategia de crecimiento.
En el marco del especial de Energía de Milla Extra, el programa de AIRE Negocios, una empresa nacida en Esperanza quedó en el centro del análisis sobre el aporte de la industria nacional al desarrollo energético argentino. Se trata de Sica Metalúrgica Argentina SA, una pyme con cuatro décadas de trayectoria que logró integrarse a la cadena de valor del petróleo y el gas.
La historia de la empresa resume un recorrido de adaptación: «Nació hace 40 años de la mano de un soldador con mucho empuje. Hoy estamos transitando, junto con mis hermanos, la segunda generación», explicó Hernán Simonutti, director de la firma.
Sica se inició como especialista en gas licuado y, hace unos 20 años, aterrizó en el sector petrolero. En la actualidad, mantiene su vínculo con el gas licuado pero diversificó su producción hacia petróleo, gas, química y eólica: el 80% de su mix productivo está orientado a la fabricación de equipos petroleros.
Ese proceso le permitió posicionarse como uno de los principales proveedores nacionales de YPF en equipamiento para la industria. «Fue una evolución. Tuvimos un gran éxito en gas licuado y su transporte, y una cosa te lleva a la otra. En una industria tan competitiva como la metalúrgica no podés quedarte quieto», resumió Simonutti.
Una pyme santafesina integrada a la cadena de valor energética
Esteban Weidmann, gerente comercial de Sica Metalúrgica SA, señaló que la experiencia de la empresa es representativa de muchas pymes santafesinas que forman parte de la cadena de valor energética.
Sica provee bienes de capital que se integran directamente al proceso productivo de sus clientes. «Una demora puede tener un costo de oportunidad muchísimo más alto que el valor del equipo. El equipo permite producir y vender», detalló Weidmann, advirtiendo sobre las consecuencias que puede tener no cumplir con los lapsos propuestos.
«Las petroleras son, en su mayoría, corporaciones multinacionales con estándares de calidad y seguridad muy avanzados. Cuando participás de licitaciones, la parte técnica está extremadamente desarrollada», explicó. En ese esquema, el diferencial pasa por cumplir especificaciones y, sobre todo, plazos.
Esa lógica explica vínculos comerciales que atraviesan décadas: «Hay clientes que seguimos atendiendo hoy y que fueron generados por Jorge Simonutti, el fundador, hace más de 35 años».
Esa lógica explica vínculos comerciales que atraviesan décadas: «Hay clientes que seguimos atendiendo hoy y que fueron generados por Jorge Simonutti, el fundador, hace más de 35 años».
El respaldo técnico y la calidad certificada son condiciones indispensables para sostener el posicionamiento logrado por la empresa. Simonutti remarcó que la empresa cumple con la certificación ISO 9000 y suma sellos específicos del sector. «La calidad está verificada para que el equipo tenga exactamente el estándar que el cliente espera cuando contrata a una empresa como Sica», afirmó.
Coyuntura macroeconómica: amesetamiento y reactivación en la industria energética
La coyuntura macroeconómica también atraviesa las decisiones. A fines de 2024, las expectativas para 2025 eran más optimistas. «Teníamos esperanza, pero 2025 no acompañó como se esperaba. Argentina es muy sensible a los años electorales y las inversiones se frenan», analizó Simonutti. Aun así, destacó señales de reactivación hacia el cierre del año, con nuevos pedidos de cotización que permiten proyectar un 2026 con mayor crecimiento, siempre que no se genere nueva incertidumbre.
Las inversiones acompañan una mirada estratégica a futuro. En el último año, Sica adquirió equipo específico en anticipación a una mayor demanda vinculada a Vaca Muerta. «Invertimos pensando en extender esa demanda y evaluamos poner un pie en Neuquén. Estar cerca de la operación es estar cerca del negocio», explicó Simonutti.
Weidmann aportó datos que explican el amesetamiento de la actividad. «A fines de 2024 había 48 equipos de perforación operativos y se bajó a 41. Eso tiene que ver con la falta de infraestructura», señaló. Gasoductos, oleoductos y proyectos clave condicionan la posibilidad de evacuar mayor producción de petróleo y gas. «Las inversiones en infraestructura van de la mano con el aumento de la producción», anotó.
Inversiones, expansión y la apuesta a la energía del futuro
Las inversiones acompañan una mirada estratégica a futuro. En el último año, Sica adquirió equipo específico en anticipación a una mayor demanda vinculada a Vaca Muerta.
«Invertimos pensando en extender esa demanda y evaluamos poner un pie en Neuquén. Estar cerca de la operación es estar cerca del negocio», explicó Simonutti.
Puma Pris, la app de beneficios de Puma Energy, suma un nuevo beneficio para este verano: a partir del domingo 4 de enero y hasta el 28 de febrero, los usuarios podrán acceder a un 10% de descuento los domingos, pagando exclusivamente con Dinero en Cuenta de Mercado Pago, gracias a la alianza entre ambas compañías.
La promoción contempla un tope de reintegro de $4.500, con un límite de dos transacciones mensuales por usuario, y aplica en cargas de nafta Súper, Premium e Ion Diesel. El reintegro será realizado directamente en las cuentas de Mercado Pago de los usuarios.
Además del descuento, todas las cargas realizadas bajo esta modalidad duplican los puntos Puma Pris, que luego pueden canjearse por descuentos en combustibles de entre $2.000 y $20.000, reforzando así el ahorro total para los usuarios.
“Gracias a la alianza con Mercado Pago, seguimos ampliando los beneficios de Puma Pris. Sumamos los domingos a los descuentos ya vigentes de los miércoles y viernes, con el objetivo de ofrecer soluciones simples, concretas y pensadas para cuidar el bolsillo de nuestros usuarios”, señaló Lucas Smart, gerente de Marketing de Puma Energy.
De esta manera, Puma Pris consolida su propuesta de valor durante la temporada de verano, combinando descuentos directos, acumulación de puntos y una experiencia de pago ágil, al tiempo que fortalece su alianza con Mercado Pago para brindar más opciones y beneficios a los consumidores.
Sobre Puma Energy
Puma Energy es una compañía petrolera global integrada de refinación, transporte, almacenamiento y distribución que opera en 46 países. La empresa ha expandido sus actividades a nivel mundial: es propietaria y operadora de 100 terminales de abastecimiento, así como de más de 3000 estaciones de servicio y está presente en 80 aeropuertos alrededor del mundo.
En Argentina, Puma Energy produce combustibles y lubricantes, con más de 400 estaciones de servicio en todo el país. A su Refinería en Bahía Blanca, la terminal en la localidad de Campana y su planta de lubricantes en Avellaneda, se suman más de 50 agroservicios en los principales puntos de la zona productiva de la Argentina.
La Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®), presentó el balance 2025 del Programa de Cuidado Responsable del Medio Ambiente® (PCRMA®), el cual resalta la sólida expansión y el firme compromiso del sector con la gestión integral de riesgos y la sostenibilidad.
El PCRMA® constituye una iniciativa global de la industria química y petroquímica que asume el compromiso de gestionar de manera segura los productos químicos durante todo su ciclo de vida. Al mismo tiempo, impulsa su aporte a la mejora de la calidad de vida y al desarrollo sostenible, especialmente en ámbitos clave como la Salud, la Seguridad y el Medio Ambiente.
El informe, elaborado por la unidad de certificación de DNV Business Assurance, destacó la adhesión de 80 empresas socias y 107 plantas productivas (entre industrias más las de transporte) al Programa, impulsando así la mejora continua en sus operaciones.
En el balance del PCRMA® para 2025 se destaca que 51 empresas adheridas han obtenido una certificación total, lo que equivale al 64% de las compañías socias activas en el Programa, consolidando una tendencia de crecimiento sostenido en la adopción del PCRMA®.
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El Programa está acreditado ante el Organismo Argentino de Acreditación (OAA) bajo la certificación IRAM-ISO/IEC 17067:2015 -esquema tipo 6- para la evaluación de la conformidad de productos (Industria y Transporte), la cual proporciona directrices para estructurar y operar
“Los resultados hablan por sí solos! El compromiso del sector es contundente y se refleja en estas cifras. Alcanzar 51 empresas certificadas al cierre de 2025 —casi el doble que hace apenas cinco años— confirma al PCRMA® como un pilar estratégico para el desarrollo sostenible de la industria. Con todas estas plantas productivas y empresas de transporte bajo certificación vigente, las compañías no solo cumplen con la normativa, sino que lideran una transformación cultural basada en la mejora continua, priorizando la seguridad de las personas, la protección del ambiente y la excelencia operacional, en plena sintonía con los estándares globales de Responsible Care®.”, enfatizó el Ing. Rolando García Valverde, Líder de Desarrollo Sustentable y Medio Ambiente de la CIQyP® y responsable PCRMA®.
Crecimiento Sostenido: 2020-2025
El sector ha mostrado un crecimiento acelerado en la adopción de las mejores prácticas. Al comparar los resultados al cierre de 2025 con los inicios de la década, se observa un avance significativo en el compromiso formal de las empresas.
En cuanto a procedimientos, durante el año se llevaron a cabo 63 procesos de certificación, con un aumento constante en las auditorías en comparación con períodos anteriores. Desde una perspectiva histórica, el PCRMA® ha mostrado una evolución claramente positiva: entre 2020 y 2025, el número de empresas con certificaciones ha crecido un notable 96%, consolidando un crecimiento sostenido durante estos años y reflejando un mayor compromiso de las empresas con los estándares de gestión responsable en la industria química y petroquímica.
El Programa de Cuidado Responsable del Medio Ambiente® sigue siendo una herramienta fundamental para la industria química y petroquímica de Argentina. A través de este Programa, las empresas adheridas continúan evaluando, midiendo y mejorando su desempeño ambiental y social, con el objetivo de reducir el impacto de sus operaciones y contribuir al desarrollo sostenible del sector y el país.
El PCRMA® es una iniciativa de alcance global, presente en más de 70 países, y en Argentina está impulsado por la CIQyP®, se encuentra desarrollado, bajo diferentes nominaciones, por sus cámaras pares en nueve países de Latinoamérica y homologados por la República Federativa de Brasil y la República Oriental del Uruguay.
La Secretaría de Energía dispuso, a través de la Resolución 605/2025 una actualización a la suba del 0,53 % del precio del gas en el PIST ( Punto de Ingreso al Sistema de Transporte) a partir de enero para todos los usuarios de gas natural por red.
El incremento será facturado a los usuarios Nivel 1 (altos ingresos) en su costo pleno, en tanto que para los usuarios Nivel 2 y Nivel 3, (ingresos bajos y medios) se facturará contemplando en el cálculo el Consumo Base subsidiado, y el excedente a tarifa plena.
Esto mientras se aguarda que el gobierno active un nuevo esquema a la baja de subsidios a estos servicios públicos, focalizados en dos categorías: Con y Sin subsidio.
A modo de ejemplo, en el caso de la distribuidora en el AMBA, Metrogas, el precio del gas PIST pasará de 2,940 dólares por millón de BTU a U$S 2,956 el MBTU, tanto para usuario Residencial como Servicio General P (usos no domésticos en donde el cliente no tiene una cantidad contractual mínima).
Para ambos tipos de usuarios servidos por Naturgy BAN el nuevo precio del gas PIST es de U$S 2,997 el MBTU.
Energía explicó el incremento para el mes de enero de 2026 en el marco del “sendero de actualización de precios y tarifas del sector energético, en un contexto de notoria desaceleración inflacionaria, y con el objetivo de mantener dichos precios y tarifas en valores reales lo más constantes posibles, de acuerdo a lo instruido mediante los Decretos 55/23 (de emergencia energética), 1.023/24 y 370/25”.
Por otra parte, y a través de la Resolución 604/2025, Energía fijó, para el período comprendido entre el 1 de enero y el 30 de abril de 2026, nuevos Precios de Referencia de la Potencia (POTREF), Precio Estabilizado de la Energía (PEE) y el Precio Estabilizado de los Servicios Adicionales (PES) en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM).
El PEE junto con el POTREF, el PES y el Precio Estabilizado del Transporte (PET) son los que se deberán utilizar para su aplicación en los cuadros tarifarios de los Distribuidores.
Energía calcula que la incidencia a la suba en las facturas de los usuarios residenciales de electricidad, y también de gas por redes, será de entre 2,5 y 3 por ciento.
Por la misma resolución se estableció además una actualización del precios de la energía para el Mercado Eléctrico Mayorista del Sistema Tierra del Fuego (MEMSTDF).
Asimismo se establecieron para el mismo período los valores correspondientes a cada Distribuidor del MEM por el Servicio Público de Transporte de Energía Eléctrica en Alta Tensión y por Distribución Troncal.
En los considerandos de la R-604 se establece que, “a los efectos de un adecuado direccionamiento de los subsidios a la tarifa de los usuarios finales (Niveles 2 y 3), los volúmenes de energía eléctrica adquiridos a ser informados por los Agentes Prestadores del Servicio Público de Distribución de Electricidad deberán ser respaldados por los entes reguladores o autoridades locales con competencia en cada jurisdicción”.
La Secretaría de Energía, en la órbita del ministerio de Economía, estableció “adecuaciones” al “Plan de Reaseguro y Potenciación de la producción Federal de Hidrocarburos, el Autoabastecimiento interno, las Exportaciones, la Sustitución de Importaciones y la Expansión del sistema de Transporte para todas las cuencas hidrocarburíferas del país 2023-2028″- Plan Gas.Ar -aprobado en el año 2020- que, se indica, “serán de aplicación sólo para aquellos Productores Firmantes que adhieran a las mismas”.
Entonces, a través de la Resolución 606/2025 ya oficializada se establece que:
1) Los Productores Firmantes, suscriptores de acuerdos de provisión de gas natural con Energía Argentina S.A. (EA), destinados al abastecimiento de la demanda prioritaria de las prestadoras del servicio de distribución de gas natural, que decidan adherir, “deberán aceptar la cesión de los contratos de abastecimiento de gas natural a las distribuidoras respectivas”. El procedimiento de cesión de dichos contratos será determinado e instrumentado por EA dentro de los 30 días hábiles de la publicación de R-606.
Una vez perfeccionada la cesión, los productores percibirán mensualmente la porción del precio de inyección (PIST) a cargo del Estado Nacional por los volúmenes entregados a las distribuidoras, mediante el mecanismo de compensación establecido en los Puntos 62 y subsiguientes del Anexo al Decreto 892/20 y su modificatorio.
Antecedentes Cabe señalar que el Decreto 892/20 se refiere al “Plan de Promoción de la Producción del Gas Natural Argentino – Esquema de Oferta y Demanda 2020-2024″, una normativa para fomentar la producción, asegurar el autoabastecimiento interno y la sustitución de importaciones, estableciendo mecanismos de precios, compromisos de inyección por parte de productores y un marco para la coordinación entre productores y distribuidores, buscando la estabilidad del mercado energético nacional”.
El punto 62 establece un esquema para el Cálculo de las compensaciones y señala que cada Productor o Productora incorporado “presentará mensualmente a la Subsecretaría de Hidrocarburos, dentro de los 30 días calendario del último día hábil del mes siguiente al del período de inyección, las Declaraciones Juradas relativas a:
62.1 Su inyección total conforme su Compromiso de Inyección; 62.2 Sus ventas bajo el Compromiso de Entrega a cada segmento de la demanda y 62.3 El cálculo de la compensación resultante sobre la base de su propio análisis de precios, cantidades inyectadas y entregadas.
En un período no mayor a 20 días corridos posteriores a la presentación de las Declaraciones Juradas se emitirá una orden de Pago Provisorio equivalente al 85 % de la compensación calculada por el Productor o la Productora Firmante y presentada según el Punto 62.
Para acceder al Pago Provisorio mencionado, cada Productor o Productora Firmante deberá constituir un seguro de caución, mediante pólizas aprobadas por la Superintendencia de Seguros de la Nación, extendidas a favor de la Secretaría de Energía.
En caso de no constituirse la caución las compensaciones serán abonadas a partir de las Declaraciones Juradas, certificadas por auditor o auditora independiente.
La Subsecretaría de Hidrocarburos controla la información relativa a los volúmenes inyectados y declarados por cada Productor o Productora Firmante.
Puntos Clave del Decreto 892/2020:
Declaró de Interés Público nacional la promoción de la producción de gas natural argentino.
Objetivo: Lograr el autoabastecimiento energético, sustituir importaciones y expandir el sistema de transporte de gas.
Mecanismo: Creó un esquema de oferta y demanda para el período 2020-2024, con compromisos de inyección de gas por parte de los productores. Se prorrogó hasta 2028.
Roles: Facultó a la Secretaría de Energía para fijar precios en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST) y coordinar con distribuidores y productores.
Compromisos: Los productores firmantes se comprometieron a curvas de producción, y las distribuidoras a cubrir la demanda, con ajustes y controles.
Fue modificado por decretos posteriores, como el 730/2022, que aprobó un Plan de Reaseguro y Potenciación de la Producción.
Las Modificaciones o adecuaciones
La Resolucion 606 que acaba de entrar en vigencia establece que: 2) Los Productores Firmantes que adhieran a la resolución quedarán relevados del deber de informar en forma trimestral y con apertura mensual, el avance del Plan de Inversiones previsto en el Punto 11 del Decreto 892/20 , más allá de las tareas de control particularizadas que disponga la S.E..
“Ello, sin perjuicio de la obligación de ejecución de las inversiones comprometidas por los adjudicatarios, y de la facultad de la Autoridad de Aplicación de solicitar la información relativa al avance de dichas inversiones, de considerarlo necesario a los efectos de verificar su cumplimiento”, señala la resolución.
Lo dispuesto en el párrafo precedente no será de aplicación con relación a los compromisos de inversión asumidos en el marco de la Ronda 5.2 convocada mediante la Resolución S.E.770/2022, se aclara.
Asimismo, la nueva Resolución puntualiza que “A los efectos de la determinación del compromiso de inyección durante la vigencia del Esquema y para los Productores que adhieran a esta resolución, no será de aplicación -en las Rondas que corresponda- la división por CERO COMA SIETE (0,7) de la curva de producción, en los términos establecidos en el Punto 11 del Anexo al Decreto 892/20”.
El pago provisorio definido en el Anexo a dicho Decreto, “alcanzará al 90 % de la compensación calculada sobre la base de la Declaración Jurada presentada por cada Productor Firmante que haya adherido a esta resolución, respecto a sus entregas, para el mes que corresponda, conforme a lo establecido en los puntos 62. a 65 del citado Anexo.
El artículo 2 de la R-606 establece que en el proceso de cesión y/o asignación entre las prestadoras del servicio de distribución de gas natural y la CAMMESA de los volúmenes resultantes de la Ronda 4.2, según la adjudicación dispuesta será supervisada por el Ente ENARGAS.
El artículo 3 de la misma resolución establece que los Productores Firmantes interesados en adherir a las adecuaciones establecidas deberán remitir una nota de adhesión por el sistema de Trámites a Distancia (TAD) dirigida a la Secretaría de Energía, “dentro del plazo de 30 días hábiles administrativos desde la notificación de este acto”.”No se admitirán adhesiones parciales y/o sujetas a condicionamientos y/o reservas”.
Cumplido dicho plazo, la S.E. comunicará a Enarsa las adhesiones válidamente presentadas por los Productores Firmantes.
“Dentro del mismo plazo las empresas prestadoras del servicio público de distribución de gas interesadas en adherir, deberán remitir una nota de adhesión por el sistema TAD, no siendo admisibles adhesiones parciales y/o sujetas a condicionamientos y/o reservas”.
Expirado el plazo para que los productores y las prestadoras del servicio efectúen sus adhesiones, la S.E. comunicará a Enarsa el listado de empresas adherentes a los fines de que la citada empresa efectúe las adecuaciones o rescisiones contractuales, y publicará el citado listado en su sitio web.
Dentro de los 30 días hábiles desde la referida publicación los proveedores y las prestadoras del servicio público de distribución, o, en su caso los generadores o CAMMESA, de corresponder, deberán presentar los nuevos contratos ante la Secretaría y ante el ENARGAS.
La suba de tarifas será de 2,5% y el gobierno publicará un decreto para crear el nuevo esquema de subsidios que regirá desde enero.
La Secretaría de Energía, a cargo de María Tettamanti, publicó este martes los nuevos precios de la energía mayorista de la electricidad y el gas natural que regirán a partir del 1° de enero y que se trasladarán a los nuevos cuadros tarifarios para el verano. La suba es de 3,22% para la energía eléctrica y de 0,53% para el precio mayorista del gas. El impacto en las facturas finales será entre 2,5% y 3% en promedio, según indicaron fuentes del sector consultadas por EconoJournal.
También aumentó alrededor de 0,91% el precio del transporteen alta tensión. La cartera energética formalizó los incrementos a través de las resoluciones 604 y 605 publicadas este lunes en el Boletín Oficial.
El precio de la electricidad y el gas es uno de los tres componentes de las facturas de los usuarios residenciales, junto con el transporte y la distribución. El precio mayorista incide en alrededor de un 50% en la factura final de los hogares, mientras que el Valor Agregado de Distribución (VAD) pesa un 25% y el margen del transporte un 5%. A esto se suma un 20% de los impuestos.
Según confirmaron a EconoJournal fuentes oficiales, el gobierno publicará esta semana un decreto simple para crear el nuevo esquema de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF). Una formalidad que necesita el Ejecutivo para implementar el nuevo diseño de subvenciones estatales que comenzará a regir a partir del 1° de enero.
Subsidios Energéticos Focalizados
El gobierno eliminó la segmentación tarifaria que dividía en tres categorías a los usuarios residenciales y a partir de enero estrenará el nuevo esquema de SEF, que tendrá dos grupos: los hogares con y sin subvenciones estatales.
El nuevo esquema prevé para el verano que los hogares de altos ingresos (Nivel 1) empiecen a pagar el precio pleno de la energía. A aquellos hogares que permanezcan dentro del universo subvencionado (Nivel 2 y 3) se les subsidiará un bloque de consumo de 300 kilowatt por hora (KWh) por mes, que es un promedio entre lo que se les bonifica hoy en día a los hogares N2 (350 KWh) y N3 (250 KWh). Si consumen por encima de ese volumen protegido deberán pagar el precio pleno de la energía.
El porcentaje del precio que cubrirá el Estado no será fijo. A lo largo de 2026 se aplicará un sendero decreciente de subsidios para los hogares alcanzados por el nuevo esquema SEF. En enero, el Tesoro cubrirá alrededor del 75% del Precio Estacional de la Energía Eléctrica (PEST) y del precio del gas en el punto de ingreso al sistema (PIST). Con el transcurso de los meses irá bajando hasta llegar a un 50% hacia diciembre de 2026, según estima la Secretaría de Energía.
Precio de la electricidad para el verano
La suba del Precio Estacional de la Energía Eléctrica (PEST) será de 3,88% para el período estival que va del 1° de enero al 30 de abril. La suba se trasladará a los cuadros tarifarios de los usuarios residenciales.
De este modo, el precio mayorista de la energía pasó de 60.184 pesos por MWh ($/MWh) a 62.519 $/MWh en la hora pico, mientras que en el horario denominado valle el salto es de 57.887 $/MWh a 60.133 $/MWh. A estos precios se les aplicará la bonificación y los topes de consumo subsidiado para los hogares subvencionados.
En la misma resolución 604 la cartera que dirige Tettamanti actualizó los nuevos valores del precio de transporte de energía eléctrica en alta tensión para cada distribuidora del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM).
Por ejemplo, los Precios Estabilizados de Transporte (PET) en Edelpa, la distribuidora de la localidad de La Plata, y Edenor y Edesur en el AMBA, que concentran la mayor cantidad de usuarios del país, aumentaron de 9.537 $/MWh a 9.624 $/MWh.
La Secretaría de Energía aumentó el precio mayorista de la energía eléctrica entre el 1° de enero y el 30 de abril.
Precio del gas para el verano
El aumento de alrededor de 0,53% del precio del gas en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST) se trasladarán a los cuadros tarifarios a partir del 1° de enero en las facturas finales. Por ejemplo, en el caso de Metrogas, que distribuye en el AMBA, el precio del gas pasará de 2,940 dólares por millón de BTU (US$/MMBTU) a 2,956 US$/MMBTU.
Para Camuzzi Gas del Sur, el precio PIST en la provincia de Neuquén saltará de 2,991 US$/MMBTU a 3,007 US$/MMBTU y para Litoral Gas en la provincia de Santa Fe el precio subirá de 2,961 US$/MMBTU a 2,977 US$/MMBTU.
La Secretaría de Energía aumentó el precio mayorista del gas natural a partir del 1° de enero.
Genneia, empresa líder en generación de energías renovables en Argentina, anunció la entrada en operación anticipada de 140 MW del Parque Solar San Rafael, ubicado en la provincia de Mendoza, uno de los desarrollos solares más relevantes del país.
Con una capacidad instalada de 180 MW y una inversión de U$S 180 millones, este proyecto consolida el rol de Mendoza en el desarrollo de infraestructura energética eficiente y sustentable, destacó la compañía.
El Parque Solar San Rafael cuenta con 400.000 paneles solares, abasteciendo de energía competitiva y limpia a clientes bajo el marco regulatorio del Mercado a Término de Energía Renovable (MATER). La producción del parque equivale al consumo eléctrico de aproximadamente 135.000 hogares. Esta capacidad lo convierte en un referente de la generación solar a gran escala.
Este parque es el tercero de Genneia en Mendoza y se emplaza en un predio de 500 hectáreas en el distrito de 25 de Mayo. Durante su etapa de construcción, el proyecto generó empleo para más de 300 personas y dinamizó la economía regional.
La ministra de Energía y Ambiente de Mendoza, Jimena Latorre, destacó que “la entrada en operación del Parque Solar San Rafael es un hito clave para la matriz energética de Mendoza. Este tipo de proyectos refuerzan nuestro posicionamiento como una provincia comprometida con el desarrollo sostenible y la atracción de inversiones estratégicas”.
Por su parte, Bernardo Andrews, CEO de Genneia, señaló “la puesta en marcha del Parque Solar San Rafael representa un paso fundamental en nuestra estrategia de crecimiento. Este proyecto demuestra que es posible desarrollar infraestructura energética de gran escala, con impacto positivo en el ambiente y en las economías regionales, acompañando la demanda creciente de energía competitiva de la industria argentina”.
Con la entrada anticipada del Parque Solar San Rafael, Mendoza se consolida como un polo estratégico para la generación de energía competitiva y limpia en el país. La presencia de Genneia en la provincia alcanza, hasta el momento, una inversión superior a los U$S 400 millones y suma 410 MW de capacidad instalada destinados al Mercado a Término de Energías Renovables.
Se estima que esta capacidad se incrementará en 40 MW adicionales durante el primer trimestre de 2026, una vez que el Parque San Rafael obtenga la habilitación comercial completa.
Este hito destaca las sinergias entre el sector público y privado para optimizar el uso de los recursos energéticos, reducir emisiones y fortalecer la competitividad del sistema productivo nacional, se destacó.
Genneia es compañía líder en la provisión de soluciones energéticas sustentables en Argentina, con un 20 % del total de la potencia instalada, alcanzando el 21 % de la generación de energía eólica y el 12 % de la solar.
La reciente entrada en operación del Parque Solar San Rafael en Mendoza, junto con la puesta en marcha del Parque Solar Anchoris y la inauguración del Parque Eólico La Elbita en la provincia de Buenos Aires, ha elevado la capacidad total de energía renovable de Genneia a más de 1.540 MW, consolidando su liderazgo en el sector.
La compañía avanza con la construcción del Parque Solar San Juan Sur, con una capacidad de 130 MW, ubicado en la provincia de San Juan. Con sus seis parques solares en operación —Ullum I, II y III, Sierras de Ullum, Tocota III, Malargüe I— más Anchoris y la reciente incorporación de San Rafael (140 MW), Genneia alcanza un total de 630 MW de capacidad instalada en el rubro.
El nuevo modelo de concesión de obra prevé que el financiamiento corra por cuenta de los privados.
El Poder Ejecutivo oficializó este lunes un cambio estructural en la gestión de la infraestructura energética al habilitar el régimen de concesión de obra para la ampliación del sistema de transporte de electricidad. Si bien la medida ya era contemplada por la Ley de Bases, requería un decreto reglamentario correspondiente.
La normativa recupera las atribuciones de la Ley 17.520, sancionada en 1967 pero que fue modificada a lo largo de los años, especialmente en los 90, y la Ley 24.095 que dispone el régimen legal del sector de energía eléctrica. La figura de concesión de obra pública, a diferencia de los proyectos que se realizan con partidas presupuestarias del Tesoro nacional, prevé que el financiamiento lo aporten los privados como principal diferencia al modelo vigente en los últimos años.
El Decreto 921/2025 publicado en el Boletín Oficial, «tiene como objetivo mitigar riesgos de cortes de suministro, robustecer la red eléctrica nacional y resolver cuellos de botella estructurales que hoy limitan el transporte de energía desde los centros de generación hacia los centros de consumo. Una condición indispensable para mejorar la confiabilidad del sistema, acompañar el crecimiento de la demanda y permitir el desarrollo de nueva generación», explicó la Secretaría de Energía.
El decreto establece que las obras de ampliación del transporte eléctrico definidas como prioritarias en la Resolución 715 de julio último, se llevarán adelante mediante licitaciones públicas nacionales e internacionales, bajo el marco de la Ley de Concesión de Obra. Este esquema permite que el sector privado construya, opere y mantenga la infraestructura, sin comprometer recursos fiscales directos, garantizando previsibilidad jurídica y sostenibilidad económica.
La medida se da a conocer después de que la semana pasada el Gobierno oficializó la privatización del capital accionario de Transener, una empresa estratégica dentro del sector energético porque monopoliza la operación del sistema de líneas de alta tensión, que permanece en manos del Estado. Por medio de la Resolución 2090 del Ministerio de Economía avanzó con el proceso de venta del 50% de Citilec, la sociedad controlante de Transener, que está en poder de Enarsa.
Cómo se ampliará la red de transporte
Mediante la nueva norma, como parte del proceso de desregulación del mercado eléctrico, se fundamenta que se logrará así el desarrollo de inversiones bajo un esquema que, según los considerandos «otorga garantías a los concesionarios en términos de la remuneración, variación de las condiciones contractuales, el mantenimiento del equilibrio de la ecuación económico-financiera».
La medida se fundamenta en «la necesidad de optimizar los servicios del Estado, el fin de reducir el gasto público y, adicionalmente, posibilitar la inversión privada en obras tales como las ampliaciones del sistema de transmisión de energía eléctrica».
Según el decreto, el sistema de transporte y distribución en la Argentina se encuentra bajo una emergencia declarada originalmente en 2023 y prorrogada hasta el 9 de julio de 2026, por lo cual el Ejecutivo determinó que las ampliaciones del Sistema Argentino de Interconexión (SADI) se realicen bajo la modalidad de «libre iniciativa y al propio riesgo de quien la ejecute».
El articulado señala que el concesionario no solo construirá, sino que «llevará a cabo la operación y mantenimiento de las obras de ampliación bajo supervisión de la transportista, a cuyos efectos el concesionario asumirá el rol de Transportista Independiente«. Este esquema busca, según los fundamentos, «alentar la realización de inversiones privadas en producción, transporte y distribución, asegurando la competitividad de los mercados donde sea posible».
Desrulación del Mercado Eléctrico
El Gobierno considera este paso como una pieza central para normalizar el sector. En el comunicado oficial que acompaña la medida, la Secretaría de Energía sostiene que la ejecución de obras prioritarias mediante concesión es una «condición indispensable para mejorar la confiabilidad del sistema, acompañar el crecimiento de la demanda y permitir el desarrollo de nueva generación«.
Al respecto, el ministro de Economía, Luis Caputo, a través de su cuenta en X reforzó que el esquema de concesión de obra «permitirá que el sector privado construya, opere y mantenga la infraestructura, sin comprometer recursos fiscales, garantizando previsibilidad jurídica y sostenibilidad económica«, lo cual permitiría destrabar inversiones que el Ejecutivo califica como largamente postergadas.
El Gobierno busca avanzar con obras clave para el sistema eléctrico.
El decreto también establece en su articulado un esquema de responsabilidades compartidas entre las carteras económicas. Mientras que el Ministerio de Economía mantendrá su jerarquía como autoridad de aplicación de los contratos de concesión, ejerciendo la supervisión y el control sobre el cumplimiento de los mismos, se delegan en la Secretaría de Energía facultades críticas para la operatividad del plan.
Se especifica, en el caso de la Secretaría, la potestad de aprobar los pliegos de bases y condiciones generales, particulares y de especificaciones técnicas, efectuar la convocatoria a Licitación Pública Nacional e Internacional para las obras identificadas como prioritarias y organizar la Comisión Evaluadora, calificar a los oferentes y dictar el acto administrativo de adjudicación.
Entre los proyectos específicos que la normativa pone en marcha se destacan el sistema “AMBA I”, la “Línea 500 kV Río Diamante – Charlone – O´Higgins” y la “Línea 500 kV Puerto Madryn – Choele Choel – Bahía Blanca”, que fueron oportunamente declaradas como prioritarias entre más de una decenas de proyectos de ampliación.
Genneia, la principal compañía generadora de energía eólica y fotovoltaica del país, anunció la entrada en operación anticipada de 140 MW del Parque Solar San Rafael. Se trata del tercer parque solar que la empresa pone en marcha en Mendoza y que viene a completar un plan de inversión de US$ 400 millones en la provincia cuyana.
La empresa adelantó el comienzo de generación de 140 de los 180 MW de capacidad instalada que tendrá el parque solar San Rafael. El proyecto demandó una inversión de 180 millones de dólares.
Ubicado en un predio de 500 hectáreas en el distrito de 25 de Mayo, el parque solar San Rafael cuenta con 400.000 paneles solares, abasteciendo de energía competitiva y limpia a clientes privados en el Mercado a Término de Energía Renovable (MATER). La producción del parque equivale al consumo eléctrico de aproximadamente 135.000 hogares.
La ministra de Energía y Ambiente de Mendoza, Jimena Latorre, destacó la relevancia del proyecto. “La entrada en operación del Parque Solar San Rafael es un hito clave para la matriz energética de Mendoza. Este tipo de proyectos refuerzan nuestro posicionamiento como una provincia comprometida con el desarrollo sostenible y la atracción de inversiones estratégicas”, dijo Latorre.
San Rafael es el tercer parque solar inaugurado por Genneia en Mendoza.
Genneia, líder en energías renovables en la Argentina
La presencia de Genneia en Mendoza alcanza hasta el momento una inversión superior a los US$ 400 millones y suma 410 MW de capacidad instalada. Los proyectos ejecutados en la provincia refuerzan el liderazgo de la compañía en generación renovable en el país.
La reciente entrada en operación del parque solar San Rafael en Mendoza, junto con la puesta en marcha del parque solar Anchoris y la inauguración del parque eólico La Elbita en la provincia de Buenos Aires, ha elevado la capacidad total de energía renovable de Genneia a más de 1540 MW.
La entrada en operación adelantada de los 140 MW del parque solar San Rafael eleva la capacidad instalada total de energía solar de Genneia a 630 MW. Se estima que esta capacidad se incrementará en 40 MW adicionales durante el primer trimestre de 2026, una vez que el Parque San Rafael obtenga la habilitación comercial completa.
El CEO de Genneia, Bernardo Andrews, celebró el ingreso en operación del tercer parque solar en Mendoza. “La puesta en marcha del Parque Solar San Rafael representa un paso fundamental en nuestra estrategia de crecimiento. Este proyecto demuestra que es posible desarrollar infraestructura energética de gran escala, con impacto positivo en el ambiente y en las economías regionales, acompañando la demanda creciente de energía competitiva de la industria argentina”, destacó.
El Gobierno Nacional procura avanzar con el Plan Nacional de Ampliación del Sistema de Transporte de Energía Eléctrica, habilitando la ejecución de obras prioritarias mediante el régimen de concesión de obra, con participación de inversión privada.
Al respecto se publicó el Decreto 921/2025, “que tiene como objetivo mitigar riesgos de cortes de suministro, robustecer la red eléctrica nacional y resolver cuellos de botella estructurales que hoy limitan el transporte de energía desde los centros de generación hacia los centros de consumo”, se comunicó.
“Se trata de una condición indispensable para mejorar la confiabilidad del sistema, acompañar el crecimiento de la demanda y permitir el desarrollo de nueva generación”, argumentó la Secretaría de Energía, en la órbita del ministerio de Economía. El decreto establece que las obras de ampliación del transporte eléctrico definidas como prioritarias en el Plan Nacional se llevarán adelante mediante licitaciones públicas nacionales e internacionales, bajo el marco de la Ley de Concesión de Obra.
“Este esquema permite que el sector privado construya, opere y mantenga la infraestructura, sin comprometer recursos fiscales directos, garantizando previsibilidad jurídica y sostenibilidad económica”, se indicó.
En los considerandos del decreto ya oficializado se hace referencia a la resolución de la S.E 311/25 que instruyó a la Subsecretaría de Energía Eléctrica para elaborar un nuevo apartado del “Reglamento de Acceso a la Capacidad Existente y Ampliación del Sistema de Transporte de Energía Eléctrica”, conforme lo previsto en la resolución del Ministerio de Economía 715/25.
Asimismo, en la R-311/25 se instruyó a la Subsecretaría para que, en base a lo previsto por la Ley 17.520/67 (de Obras Públicas) elabore el Pliego de Bases y Condiciones Generales (PBCG), los Pliegos de Bases y Condiciones Particulares (PBCP), el Pliego de Especificaciones Técnicas (PET), y el modelo de contrato de concesión de obra pública con el objeto de contratar la construcción, operación y mantenimiento de las Obras de Ampliación del Sistema de Transmisión de Energía Eléctrica “AMBA I”, “Línea 500 kV Río Diamante – Charlone – O´Higgins” y “Línea 500 kV Puerto Madryn – Choele Choel – Bahía Blanca”.
La Ley 17.520 habilita entonces la realización de obras públicas mediante su concesión a particulares, sociedades mixtas o entes públicos, por el cobro de tarifas o peaje (a los usuarios del servicio).
Desde la Secretaría a cargo de María Tettamanti se indicó que es intención activar la licitación para las obras contempladas en el “AMBA I” en el curso del primer cuatrimestre de 2026.
Asimismo, el decreto ahora activado delega en la Secretaría de Energía del Ministerio de Economía de la Nación la ejecución del proceso licitatorio, incluyendo la aprobación de pliegos, la convocatoria, la evaluación de ofertas y la adjudicación de los contratos, mientras que el Ministerio de Economía actuará como autoridad de aplicación y control.
“Con esta medida, el Gobierno avanza en la normalización del sector eléctrico, crea las condiciones para destrabar inversiones largamente postergadas y fortalece un sistema de transporte que es clave para la seguridad energética, el desarrollo productivo y la reducción de restricciones que afectan a usuarios, industrias y regiones del país”, señaló Economía.
Durante el año 2025, los precios de los combustibles en Argentina acumularon un incremento superior al 40%, un porcentaje que superó ampliamente la inflación anual estimada en torno al 30%. Esta suba obedeció a una combinación de factores tanto locales como internacionales, entre ellos la evolución del tipo de cambio, el aumento de impuestos y el alza en los costos de los biocombustibles.
Un informe de Montamat & Asociados detalla que “en los surtidores los precios acumularon un incremento mayor al 40% durante el año 2025, superando la inflación acumulada, aunque también esto estuvo influenciado por la volatilidad del mercado”.
La política de ajuste de precios según la demanda, la ubicación geográfica y el horario se mantuvo vigente, especialmente en la red de estaciones de servicio de YPF, lo que generó variaciones semanales e incluso diarias en los valores al público. En diciembre, el ajuste mensual a nivel nacional superó el 4%.
El mismo reporte señala que los aumentos buscaban compensar distintas subas de costos: tipo de cambio (+41%), biodiesel (+67%), bioetanol (+37%) e impuestos a los combustibles (+52%), resultando en incrementos por encima de la inflación oficial del 31%.
Tras estas subas, los precios de los combustibles quedaron levemente por encima de sus paridades de importación. En diciembre, la nafta grado 2, correspondiente a productos premium, se ubicó en promedio un 9% por encima de su paridad nacional, mientras que el gasoil se mantuvo casi en paridad, con un precio apenas superior en menos del 1%.
Este contexto llevó a YPF a anunciar una reducción del 2% en los precios de combustibles. Horacio Marín, presidente y CEO de la petrolera, explicó que la estrategia consiste en aplicar ajustes graduales: “Todos los días un poquito, no en todos los lados iguales”. La empresa aclaró que las modificaciones no responden solo a la cotización internacional del petróleo, sino también a la evolución del tipo de cambio, los impuestos y los precios regulados de los biocombustibles.
Al analizar la suba de diciembre, Daniel Dreizzen, director de Aleph Energy, señaló que los precios de los combustibles habían quedado rezagados frente a la devaluación acumulada desde julio y que probablemente las empresas postergaron los aumentos hasta luego del proceso electoral.
Por su parte, Juan José Carbajales, titular de la consultora Paspartú, destacó que el precio de los combustibles depende de cuatro factores principales: la baja del petróleo que actuó como ancla (el Brent cayó cerca de 10 dólares por barril), la mayor devaluación tras el cambio al esquema de bandas cambiarias, la liberación de impuestos congelados y el aumento en el costo de los biocombustibles. El resultado fue un alza por encima de la inflación y precios más altos medidos en dólares.
De cara a 2026, Montamat & Asociados advirtió que la caída del precio internacional del crudo por debajo de los 64 dólares por barril en el último trimestre de 2025 tiene dos efectos para Argentina: por un lado, reduce presiones sobre los precios locales y favorece la convergencia con referencias internacionales; pero por otro, una expectativa de precios por debajo de 55 dólares en 2026 podría afectar la viabilidad de proyectos con mayores costos, como los yacimientos marginales.
Para mantener el perfil exportador y el desarrollo intensivo, la consultora destacó la necesidad de reducir costos, innovar y aumentar la productividad para sostener la competitividad. En este marco, los analistas coinciden en que el orden macroeconómico es clave: una inflación en descenso y estabilidad sostenida favorecerán la reducción del riesgo país, facilitarán el acceso al financiamiento y abaratarán su costo.
Además, las reformas estructurales que se debatan en el Congreso en materia laboral, impositiva y previsional serán decisivas para la competitividad del desarrollo de Vaca Muerta y del sector energético en general.
En medio del calor extremo y de los cortes de luz en varios hogares del país por el alto consumo de energía, el Gobierno dio un paso para avanzar con el Plan Nacional de Ampliación del Sistema de Transporte de Energía Eléctrica, al habilitar la ejecución de obras prioritarias mediante el régimen de concesión de obra, con participación de inversión privada.
Así lo estableció este lunes en el Decreto 921/2025, que tiene como objetivo mitigar riesgos de cortes de suministro, robustecer la red eléctrica nacional y resolver cuellos de botella estructurales que limitan el transporte de energía desde los centros de generación hacia los centros de consumo.
La decisión había sido comunicada a fines de mayo por el vocero presidencial, Manuel Adorni, quien dijo que la inversión de US$6600 millones sería para financiar 17 obras “prioritarias”, las cuales serán concesionadas a empresas privadas. El plan incluye la incorporación de 5610 nuevos kilómetros de líneas de transporte eléctrico.
El decreto establece que las obras de ampliación del transporte eléctrico definidas como prioritarias se llevarán adelante mediante licitaciones públicas nacionales e internacionales, bajo el marco de la Ley de Concesión de Obra. Este esquema permite que el sector privado construya, opere y mantenga la infraestructura, sin comprometer recursos fiscales directos, garantizando previsibilidad jurídica y sostenibilidad económica.
Asimismo, la norma delega en la Secretaría de Energía del Ministerio de Economía de la Nación la ejecución del proceso licitatorio, incluyendo la aprobación de pliegos, la convocatoria, la evaluación de ofertas y la adjudicación de los contratos, mientras que el Ministerio de Economía actuará como autoridad de aplicación y control.
Con esta medida, el Gobierno dijo que avanzará en la normalización del sector eléctrico, creando las condiciones para destrabar inversiones largamente postergadas y fortaleciendo un sistema de transporte que es clave para la seguridad energética, el desarrollo productivo y la reducción de restricciones que afectan a usuarios, industrias y regiones del país.
Muchos de esos trabajos, se informó en su momento, impactarán en la provincia de Buenos Aires. Tal es el caso del proyecto AMBA I + STATCOM Ezeiza, el AMBA II + STATCOM Rodríguez, la línea 500 kV Vivoratá – Plomer, la línea 500 kV Plomer – O´Higgins y la línea 500 kV Puerto Madryn – Choele Choel – Bahía Blanca.
El gobierno de Israel, a través de su canciller Gideon Sa’ar, se pronunció para despegarse de las operaciones de la empresa israelí Navitas Petroleum en el yacimiento marítimo de las Islas Malvinas, que había generado rechazo por parte de Argentina. Sa’ar subrayó que se trata de una “empresa privada” y enfatizó que la soberanía sobre la zona está en disputa entre Argentina y el Reino Unido.
En contraste con posturas previas, el ejecutivo de Benjamín Netanyahu reconoció el conflicto territorial y mantuvo una posición diferenciada respecto a la iniciativa. Sa’ar destacó además que Israel mantiene relaciones especiales con Argentina, bajo la administración del presidente Javier Milei, y manifestó su pesar por la complicada situación que esto ha generado en el país sudamericano.
El gobierno israelí expresó su esperanza de que la controversia entre Argentina y Reino Unido se resuelva mediante el diálogo y por medios pacíficos.
Por su parte, la Cancillería argentina rechazó la autorización otorgada por el gobierno isleño a una empresa británica para explotar petróleo en el yacimiento Sea Lion, calificando el proyecto y a las compañías involucradas como ilegítimos e ilegales. Además, advirtió que tomará medidas administrativas, legales y judiciales conforme al derecho internacional contra quienes participen o faciliten dichas actividades.
El proyecto está a cargo de Rockhopper Exploration Plc, del Reino Unido, y Navitas Petroleum Development and Production Limited, de Israel. La primera fase del Programa de Desarrollo del Área Norte del yacimiento implica una inversión de US$2100 millones. Este plan nació tras el anuncio del descubrimiento de un “yacimiento de clase mundial” hace casi diez años, y prevé iniciar la extracción a partir de 2028.
El yacimiento se ubica en la Cuenca Malvinas Norte, frente a las costas de las islas. Desde la cartera argentina dirigida por Pablo Quirno indicaron que las empresas no cuentan con los permisos otorgados por la autoridad competente del país para desarrollar estas operaciones. También advirtieron sobre la gravedad del proyecto, que permitiría explotar recursos no renovables con “efectos futuros potencialmente irreversibles”.
Argentina recordó que cualquier exploración y explotación unilateral de recursos naturales renovables y no renovables en áreas en disputa de soberanía contraviene la Resolución 2065 (XX) y otras normas de la Asamblea General de Naciones Unidas y del Comité Especial de Descolonización, que reconocen la disputa territorial entre Reino Unido y Argentina.
La referencia a normativas isleñas apunta a la Ordenanza de Minerales Offshore de 1994, que faculta al gobernador designado por Reino Unido a otorgar licencias para producción en aguas bajo control de las islas.
Rockhopper informó que su directorio aprobó la inversión para la Fase 1, decisión tomada por Navitas Petroleum, su socia y operadora, y que cuenta con todas las autorizaciones necesarias. El gobierno isleño, a su vez, autorizó el programa de desarrollo para las fases 1 y 2, y las licencias avanzaron a la etapa de explotación, con una duración prevista de 35 años o más.
Desde el gobierno argentino calificaron estas acciones como “unilaterales e ilegítimas” y contrarias a la Resolución 31/49 de la Asamblea General, que pide abstenerse de modificar la situación mientras las Islas se encuentran bajo proceso de negociación según las resoluciones de Naciones Unidas. También señalaron que estas medidas violan el ordenamiento jurídico nacional.
El Ministerio argentino recordó que tanto Rockhopper como Navitas han sido sancionadas previamente: Rockhopper fue declarada clandestina y sus actividades ilegales en 2012, y un año después fue inhabilitada para operar en Argentina por 20 años. Navitas recibió sanciones similares en 2022 por operar sin autorización en territorio argentino.
Finalmente, el gobierno argentino reafirmó que no reconoce “competencia ni jurisdicción a ninguna autoridad distinta de la propia para establecer las condiciones que habiliten actividades vinculadas a hidrocarburos en las áreas mencionadas”.
El Gobierno autorizó el llamado a concurso público nacional e internacional para la venta de las acciones que la estatal Enarsa posee en la Compañía Inversora en Transmisión Eléctrica (Citelec), controlante de Transener, la principal compañía de transporte eléctrico del país.
La medida se oficializó días atrás con la resolución 2090, publicada en el Boletín Oficial. El Ejecutivo podría recaudar unos US$200 millones por la venta de acciones dado el valor de mercado de la transportadora.
El Gobierno Nacional puso en marcha la licitación para vender las acciones de ENARSA en la empresa Citelec, controlante de Transener.
Con la privatización de la mayor transportadora eléctrica, estamos avanzando para que el privado vuelva a ser protagonista de la economía. pic.twitter.com/zknmjSI3ow
Los operadores interesados en adquirir las acciones de Transener tendrán tiempo hasta el 23 de marzo de 2026 para presentar sus ofertas, mediante la plataforma CONTRAT.AR. En tanto, las consultas por el pliego estarán habilitadas hasta el 13 de marzo.
Citelec posee el 52,65% del capital accionario de Transener, lo que incluye la totalidad de las acciones clase A (51%) y un 1,65% de las acciones clase B.
La firma Transener tiene a su cargo la operación y el mantenimiento de 15.000 kilómetros del sistema de extra alta tensión de 500 kV. Además, opera el 85% de la red y supervisa el 15% restante.
Enarsa fue creada por la Ley 25.943 con el objetivo de realizar la exploración y explotación de los yacimientos de hidrocarburos sólidos, líquidos y gaseosos junto al transporte, el almacenaje, la distribución, la comercialización e industrialización de estos productos y sus derivados.
YPF Luz puso en marcha los primeros 100MW del Parque Solar El Quemado en Mendoza, el proyecto fotovoltaico más grande del país y el séptimo desarrollo renovable de la compañía. Con esta habilitación, YPF Luz duplica su capacidad instalada de energía solar, que ahora alcanza los 200 MW, consolidando un avance decisivo en la expansión de la generación renovable en Argentina, y alcanza una capacidad instalada total de 3,5MW.
El martes pasado, el Parque Solar El Quemado recibió la habilitación comercial de CAMMESA para operar los primeros 100 MW. Esto indica que el parque ya está operativo e inyectará la energía generada al SADI (Sistema Argentino de Interconexión).
El parque alcanzará una capacidad instalada total de 305 MW, que se incorporarán de manera escalonada hasta completar su puesta en marcha en el primer semestre de 2026. Con una inversión aproximada de USD 210 millones, el proyecto ya supera el 80% de avance en su construcción.
Este hito en la construcción llega después de superar con éxito todas las pruebas correspondientes, previas a la habilitación comercial. A principios de diciembre, se realizó la energización del parque, es decir, la conexión de la nueva estación transformadora El Quemado al SADI. Esta vinculación a la red inició la fase de comisionado, en conjunto a una serie de pruebas funcionales que fueron la antesala a la puesta en servicio y generación de energía.
“La puesta en marcha de esta primera etapa del Parque Solar El Quemado refleja nuestro compromiso con el desarrollo de la matriz energética del país. Cerramos el año cumpliendo con este gran hito, que abastecerá de energía renovable a las diferentes industrias argentinas. Este paso nos motiva a ir por más y a seguir desafiándonos en 2026 para acompañar el desarrollo de la industria argentina”, expresó Martín Mandarano, CEO de YPF Luz.
Características Técnicas de El Quemado
Ubicación: departamento de Las Heras, a 53 km de la ciudad de Mendoza.
Factor de capacidad estimado: 31,4%.
Potencia instalada: 305 MW.
Inversión: USD 210 millones aprox.
511.000 paneles fotovoltaicos bifaciales.
Plazo total de construcción: 18 meses. La obra inició en enero de 2025.
Empleo en etapa de obra: más de 400 personas en el pico de obra.
87% empleos locales en etapa de obra.
Superficie: más de 600 hectáreas.
Interconexión: se conecta al Sistema Argentino de Transporte Eléctrico (SADI) a través de una nueva estación transformadora de 220/33kV.
Beneficio energético: generará energía equivalente al consumo de más de 233.000 hogares argentinos, es decir, suficiente para cubrir la demanda de todos los hogares de la Ciudad de Mendoza, y de los departamentos de Las Heras y Levalle.
Desde la semana pasada se encuentra en operación el nuevo transformador de la Estación Transformadora (ET) Río Colorado, mejorando la capacidad de abastecimiento local. El equipo anterior quedó en reserva para reforzar la respuesta ante contingencias.
Con esta incorporación, la Provincia de Río Negro consolida una mejora concreta en el sistema de transporte y transformación de energía para acompañar el crecimiento de la demanda en la localidad y su zona de influencia.
En paralelo, el transformador que abastecía previamente a Río Colorado quedó en condición de reserva/guardia, sumando respaldo operativo para responder con mayor rapidez ante eventuales incidencias del sistema y aportar continuidad del servicio.
La puesta en funcionamiento del nuevo equipamiento impacta de manera directa en la vida cotidiana de las y los usuarios residenciales, comercios, pymes y actividades productivas que dependen de un suministro eléctrico estable, especialmente en períodos de mayor consumo. El objetivo es sostener un servicio más confiable ante picos de demanda y reducir riesgos de sobrecarga.
Si bien el transformador ya está operativo, restan intervenciones complementarias en el sistema eléctrico local orientadas a mejorar la calidad del servicio. Estas tareas se encuentran en ejecución y estarán finalizadas en las próximas semanas, con foco en optimizar el desempeño de la red y fortalecer la atención en el área de influencia de Río Colorado.
Estas acciones forman parte del plan de fortalecimiento del sistema eléctrico provincial, con obras que se traducen en mejoras medibles para la comunidad. En esa línea, el Gobierno de Río Negro sostiene una agenda de inversión y trabajo técnico para dar respuesta a necesidades reales: más capacidad, más respaldo y mejores condiciones de servicio para las familias rionegrinas.
JA Solar consolida su posición en la región, alcanzando el top-3 de fabricantes fotovoltaicos a nivel global. Y ahora apuesta por una diversificación estratégica al entrar de lleno al negocio del almacenamiento energético.
“En Chile tenemos una participación del mercado este año de entre el 22% y el 24%, así que somos uno de los principales fabricantes en market share”, afirmó Marcos Donzino, Head of Sales South LATAM de JA Solar, durante el encuentro Future Energy Summit (FES) Chile.
“Y como fabricante de paneles, se da como un proceso casi natural que incursionemos en storage, ya que sabemos que una una matriz energética con gran grado de penetración de renovables viene de la mano también de almacenamiento”, agregó.
De ese modo, el ejecutivo anticipó una nueva etapa con el lanzamiento oficial de JA Energy Storage, la nueva unidad de negocio enfocada en ofrecer sistemas integrados de generación y almacenamiento.
La compañía dio a conocer recientemente su solución PV + BESS, que combina módulos fotovoltaicos TOPCon con sistemas de baterías contenerizadas para utility scale de 5 MWh, y una gama de productos para el segmento comercial e industrial, adaptados a las necesidades locales.
La nueva línea busca entregar una solución integral bajo una sola marca, lo que reduce fricciones técnicas y financieras en el diseño de proyectos renovables.
Desde JA Solar consideran que el desarrollo del almacenamiento es una extensión natural del avance renovable. Según su visión, este tipo de tecnologías ya no son una promesa futura, sino un componente necesario para alcanzar la rentabilidad de los proyectos.
“La incorporación de este tipo de tecnología a nivel sectorial lo veo más como una dinámica propia del mercado, donde todos tienen que buscar ser más eficientes para llegar a tener un proyecto rentable”, indicó el especialista.
El almacenamiento se presenta además como una respuesta técnica y costo eficiente a los cuellos de botella en transmisión, ya que permite aliviar inversiones de transmisión con soluciones de corto y mediano plazo rápidas de instalar y costo eficientes. .
“Además, se encontrarán aplicaciones de storage con distintas funciones, pero a su vez es bueno porque implican nuevas oportunidades de inversión y de hacer negocios, de tener ingresos que pueden ir desde peak shaving, soporte de red, entre otras funciones”, confió durante FES Chile ante más de 400 líderes de la industria renovable y BESS.
A nivel sectorial, JA Solar anticipa una dinámica de competencia creciente que presionará los precios y eficiencia de los productos, tal como sucedió con los paneles solares. Por lo que bajo esa mirada, de cara al futuro, Donzino proyecta que el almacenamiento recorrerá una trayectoria similar.
Sin embargo, subrayó que este avance debe acompañarse con marcos regulatorios claros, “evitar que haya grises en la ley” a fin de que las inversiones puedan realizarse de manera previsible y manteniendo claridad de la transición energética.
Con este movimiento estratégico, JA Solar se propone liderar el desarrollo de soluciones integradas de generación y almacenamiento en América Latina, apalancando su experiencia tecnológica y su posicionamiento comercial para facilitar proyectos renovables más rentables, eficientes y financieramente viables.
La promoción contempla un tope de reintegro de $4.500, con un límite de dos transacciones mensuales por usuario
Puma Pris, la app de beneficios de Puma Energy, suma un nuevo beneficio para este verano: a partir del domingo 4 de enero y hasta el 28 de febrero los usuarios podrán acceder a un 10% de descuento los domingos pagando exclusivamente con Dinero en Cuenta de Mercado Pago.
La promoción contempla un tope de reintegro de $4.500, con un límite de dos transacciones mensuales por usuario, y aplica en cargas de nafta Súper, Premium e Ion Diesel. El reintegro será realizado directamente en las cuentas de Mercado Pago de los usuarios.
El descuento
Además del descuento, todas las cargas realizadas bajo esta modalidad duplican los puntos Puma Pris, que luego pueden canjearse por descuentos en combustibles de entre $2.000 y $20.000, reforzando así el ahorro total para los usuarios.
“Gracias a la alianza con Mercado Pago, seguimos ampliando los beneficios de Puma Pris. Sumamos los domingos a los descuentos ya vigentes de los miércoles y viernes, con el objetivo de ofrecer soluciones simples, concretas y pensadas para cuidar el bolsillo de nuestros usuarios”, señaló Lucas Smart, gerente de Marketing de Puma Energy.
“De esta manera, Puma Pris consolida su propuesta de valor durante la temporada de verano, combinando descuentos directos, acumulación de puntos y una experiencia de pago ágil, al tiempo que fortalece su alianza con Mercado Pago para brindar más opciones y beneficios a los consumidores”, aseguraron desde la empresa.
Livoltek, la marca global de energías renovables de Hexing Group, realizó en Santiago de Chile el lanzamiento oficial de sus soluciones BESS, presentando su enfoque modular, escalable y gestionado por inteligencia artificial como respuesta a los desafíos de la región.
La configuración base del sistema parte de una potencia de 125 kW y 261 kWh, pero puede ampliarse en paralelo hasta 1,25 MW y 2,61 MWh, lo que permite su implementación tanto en instalaciones medianas como en operaciones industriales de gran escala.
“Podemos implementarlos en paralelo, por ejemplo, con un subsistema de hasta 10 unidades. Combinado con el sistema EMS, podemos aumentarlos hasta 125 kW multiplicado por 10, llegando a capacidad en MW”, precisó Zhao Qunfei, business line manager de Livoltek.
La plataforma de gestión energética (EMS) desarrollada por la compañía permite interpretar en tiempo real la curva de carga de los consumos, establecer umbrales operativos y ejecutar automáticamente ciclos de carga y descarga.
“Con la tecnología impulsada por IA tendremos un análisis, el sensor realiza un análisis de energía y verifica la curva de la carga de potencia. Luego calcularemos el umbral y una vez que active este umbral, descargará. Por debajo del mismo, se cargará”, detalló Qunfei.
Este enfoque operativo permite extender la vida útil de las baterías y reducir el sobredimensionamiento del sistema, de modo que según cálculos de la compañía, permitirá ahorrar un 30% de los costos operativos.
Cabe aclarar que uno de los diferenciales estratégicos de Livoltek frente a otros proveedores es que desarrolla internamente los tres componentes clave del sistema BESS, conocidos como el sistema 3S: el PCS (sistema de conversión de energía), el BMS (sistema de gestión de baterías) y el EMS (sistema de gestión energética).
Esto permite una integración fluida entre hardware y software, mejorando la eficiencia general del sistema. Además, el dispositivo está diseñado para adaptarse a múltiples aplicaciones, incluyendo autoconsumo, reducción de picos, arbitraje energético, energía de respaldo, redes débiles, microrredes, centrales eléctricas virtuales (VPP) y control de capacidad de transformadores.
Retorno de inversión atractivo y visión regional
En términos financieros, la compañía estima que el retorno de inversión puede alcanzarse entre tres y cuatro años, dependiendo del tipo de aplicación, la estructura tarifaria y el perfil de consumo del cliente.
Qunfei también destacó el valor del sistema como respaldo energético en procesos industriales, donde las interrupciones de suministro pueden traducirse en importantes pérdidas en la productividad.
“El segmento de C&I es adecuado para muchos escenarios, por ejemplo, la reducción de picos, el arbitraje o la regulación de potencia, como la participación en centrales eléctricas virtuales (VPP)”, remarcó el entrevistado.
En mercados dinámicos como el europeo, donde la tarifa eléctrica varía cada 15 minutos, la inteligencia artificial del EMS también se adapta para maximizar el valor económico.
“Con esta tecnología impulsada por IA, se puede acceder a la interfaz desde ciertas centrales VPP y conocer el nivel de precios. Así que usaremos nuestro sistema de gestión para indicarles el precio y cuándo cobrar, cargar y descargar las baterías”, comentó el business line manager de Livoltek.
Mientras que en Chile, los desafíos tarifarios específicos también hacen de esta solución una alternativa especialmente atractiva, dada la reducción de vertimientos del sector, el alto costo de la demanda eléctrica y diversas dificultades con la red eléctrica.
Ya de cara a los próximos años, Livoltek proyecta una fuerte expansión regional. La empresa ya estableció diversas subsidiarias, almacenes y fábricas en América Latina, con una visión de largo plazo.
“El mercado se está desarrollando. En América Latina para el 2035, la capacidad podría alcanzar hasta 45 GW, entonces hay oportunidades en países como Brasil, Chile, Argentina o México”, apuntó el especialista.
“Sabemos que existen grandes mercados en Latinoamérica, por lo que estamos listos para ser un buen proveedor de soluciones para lograr un beneficio mutuo con nuestros socios. Por lo tanto, queremos contribuir al desarrollo del sistema de la red”, concluyó.
El gobierno de Argentina habilitó la ejecución de obras de transmisión bajo un esquema de concesión, con participación de capital privado y licitaciones abiertas a nivel local e internacional.
La medida quedó formalizada a través del Decreto 921/2025 y representa un paso clave para el megaplan de 16 obras prioritarias, que implican más de 5600 kilómetros de líneas en 132 y 500 kV, diseñadas para aliviar cuellos de botella, evitar cortes y robustecer el Sistema Argentino de Interconexión (SADI).
El nuevo marco busca atender uno de los principales cuellos de botella del sistema eléctrico argentino: la limitada capacidad de transmisión para evacuar energía desde los centros de generación hacia las áreas de mayor demanda. Según el diagnóstico oficial, esta restricción no solo incrementa el riesgo de cortes, sino que también condiciona el desarrollo de nueva generación y la entrada de inversiones.
Las obras definidas como prioritarias se adjudicarán mediante licitaciones públicas bajo la Ley de Concesión de Obra, un modelo que traslada al sector privado la responsabilidad de diseñar, construir, operar y mantener la infraestructura, sin comprometer recursos fiscales directos.
El decreto establece que la Secretaría de Energía estará a cargo de conducir los procesos licitatorios —incluida la aprobación de pliegos, la evaluación de ofertas y la adjudicación—, mientras que el Ministerio de Economía actuará como autoridad de aplicación y control. Este diseño institucional busca acelerar los tiempos administrativos y ordenar un segmento que arrastra años de subinversión.
La iniciativa se inscribe en una estrategia más amplia para normalizar el funcionamiento del sector eléctrico y avanzar en ampliaciones largamente postergadas, en un contexto en el que la transmisión vuelve a ocupar un rol central en la agenda energética. En particular, el esquema de concesiones aparece como una herramienta clave para viabilizar proyectos de gran escala y reducir las restricciones que hoy afectan a usuarios, industrias y regiones productivas del país.
¿Qué fechas se estipulan para iniciar el proceso?
Semanas atrás, la secretaria de Energía de la Nación, María Tettamanti, le confió a Energía Estratégica que se espera lanzar la licitación del proyecto AMBA I (la primera gran obra bajo el nuevo esquema) durante el primer cuatrimestre del 2026.
La obra forma parte de un ambicioso paquete de inversiones que redefinirán la infraestructura energética del país. AMBA I contempla más de 500 kilómetros de líneas de alta tensión, que reforzarán la capacidad de abastecimiento del Área Metropolitana de Buenos Aires, donde se concentra cerca del 40% de la demanda eléctrica nacional.
El oferente que se adjudique el proyecto recuperará su inversión únicamente una vez que la obra esté concluida y operativa. A partir de allí, se prevé un ingreso tarifario proveniente de los usuarios del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) que se beneficien con la nueva infraestructura.
Además, una vez vencido el período de operación y mantenimiento, se proyecta que el concesionario transfiera las instalaciones al Estado Nacional a valor cero, y su administración podrá ser reasignada al transportista correspondiente.
«Los Fondos Next Generation han sido un instrumento muy positivo para el fomento del autoconsumo y han conseguido que se introduzca en la sociedad española y sea un bien de consumo más para los ciudadanos y empresas”, comenta José Donoso, director General de UNEF, la asociación.
Sin embargo, UNEF alerta de que el plazo final para ejecutar inversiones establecido para la Comisión Europea se cumple ya este próximo verano y de que, de no tomarse medidas para acelerar su tramitación; existe el riesgo de que se pierdan.
Para evitar que esto suceda, UNEF está trabajando con las distintas administraciones autonómicas para identificar los escollos que se están encontrando en la gestión de estas ayudas y compartir los aciertos y buenas prácticas para su resolución implementados por aquellas administraciones que han podido avanzar con más agilidad.
Fuente IDAE
Entre las buenas prácticas identificadas, están la transparencia en el proceso de remisión de información, la reducción de documentación, agilidad y procesos rápidos, contar con plataformas y canales de comunicación adecuados y evitar duplicidades de los procesos. Asimismo, UNEF recomienda publicar de forma clara cuándo se han agotado los fondos, con el objetivo de evitar atascar la administración con procesos que no pueden avanzar.
“Sabemos que todas las administraciones autonómicas están haciendo un gran esfuerzo por avanzar en la gestión de las ayudas Next Generation para el autoconsumo con los recursos humanos y técnicos de que disponen. Sin embargo, la cercanía de la fecha límite para su ejecución, hace necesario que aquellas administraciones que avanzan más lentamente en la gestión, implementen nuevas medidas que les permiten cumplir los plazos”, subrayó Donoso.
Para el director general de UNEF, todavía estamos a tiempo de llegar en plazo para que “ciudadanos, comercios e industria, puedan recibir las ayudas con las que contaban a la hora de hacer sus inversiones”. Pero para ello, “es necesario que las administraciones tomen medidas urgentes que agilicen los cuellos de botella a los que se están enfrentando”.
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