El Gobierno de Mendoza realizó la apertura de sobres para la licitación de 17 áreas hidrocarburíferas, marcando un hito en su estrategia de reactivación del sector mediante el modelo de “licitación continua”. Operadoras como Hattrick Energy, Selva María Oil y Petróleos Sudamericanos presentaron ofertas para diversos bloques, principalmente enfocados en yacimientos maduros y áreas marginales. Este sistema pionero elimina plazos rígidos y permite que las áreas que no reciben ofertas queden disponibles para la siguiente ronda, asegurando un flujo constante de capital.
Con esta iniciativa, la provincia busca revertir el declive de la producción convencional y dinamizar la actividad económica en las cuencas cuyanas a través de la inversión privada y la eficiencia operativa.
Licitación continua y agilidad administrativa: La clave del éxito en esta ronda ha sido el esquema de licitación abierta y permanente, que reduce drásticamente la burocracia para las operadoras independientes. Al poder presentarse ofertas de manera periódica, el Estado mendocino garantiza que ningún recurso quede ocioso por falta de marcos temporales. Para las empresas, esto significa una mayor flexibilidad para planificar sus programas de inversión según la disponibilidad de equipos y las condiciones de mercado.
Este modelo de gestión está siendo observado de cerca por otras provincias productoras como una herramienta eficaz para acelerar la exploración y explotación de recursos que requieren una operación técnica quirúrgica y de bajos costos.
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Tecnología para la recuperación de maduros: La mayoría de las áreas licitadas son yacimientos con larga historia de producción que ahora demandan tecnologías de recuperación secundaria y terciaria para seguir siendo rentables. La llegada de estas operadoras independientes abre un mercado de gran escala para los proveedores de servicios especializados en estimulación y mantenimiento de pozos. La reactivación de estas 17 áreas no solo promete un incremento en las regalías provinciales, sino que genera una demanda inmediata de infraestructura y logística, fortaleciendo la cadena de valor local y asegurando puestos de trabajo calificados en el sur mendocino, consolidando a la provincia como un polo de innovación en la gestión de cuencas convencionales.
La Visión de Runrún Energético
En Runrún celebramos la audacia de Mendoza al implementar la licitación continua. Es sentido común aplicado a la gestión pública: si hay un área disponible y una empresa con ganas de invertir, el Estado debe facilitar el encuentro. Para nuestra comunidad en Enerbuy, esta es una excelente noticia, ya que las operadoras independientes que apuestan por áreas maduras suelen ser los clientes más dinámicos para los proveedores locales.
Mendoza demuestra que, con reglas claras y menos burocracia, todavía hay mucho petróleo por extraer en la Argentina convencional.
El Gobierno Nacional, a través de la Resolución General 5641/2025 de la AFIP, oficializó la reglamentación de la Ley de Inocencia Fiscal, introduciendo un cambio histórico: el Régimen de Declaración Jurada Simplificada del Impuesto a las Ganancias. Esta medida elimina la obligación de presentar declaraciones informativas anuales para una gran parte de los contribuyentes, siempre que los datos ya obren en poder del organismo mediante las retenciones de los empleadores.
Con este nuevo esquema, se busca reducir drásticamente la carga administrativa y los costos de cumplimiento para las empresas y sus equipos técnicos, agilizando la gestión tributaria y otorgando una mayor previsibilidad jurídica mediante plazos de prescripción de deudas más claros.
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Simplificación operativa y fin de la burocracia: La nueva normativa establece que la ARCA pondrá a disposición de los usuarios una declaración pre-completada basada en la información recibida por agentes de retención. Esto beneficia directamente a las empresas de servicios petroleros y mineros, ya que reduce las consultas y la carga administrativa de sus departamentos de recursos humanos y contabilidad. Al automatizar la validación de rentas, se minimiza el riesgo de errores técnicos que antes derivaban en sanciones injustificadas.
Para el contribuyente, esto significa que ya no deberá declarar lo que el Estado ya conoce, permitiendo un enfoque total en la productividad y no en el papeleo fiscal.
Seguridad jurídica para la inversión: Más allá de la simplificación de Ganancias, la reglamentación de la Ley de Inocencia Fiscal fija pautas de prescripción que limpian los balances de deudas antiguas o técnicamente dudosas. Para los proveedores de la industria energética, este es un punto vital: les permite sanear sus estados contables, mejorando su acceso a líneas de crédito internacionales y licitaciones de gran escala.
La transparencia en las reglas de juego fiscales es un incentivo directo para que el capital se quede en el país, fomentando un clima de negocios donde la eficiencia y la innovación técnica sean los únicos factores de competencia en las cuencas.
La posible incorporación de triciclos eléctricos al sistema de transporte de pasajeros en Posadas, Misiones, abrió un debate que combina innovación, seguridad vial y regulación estatal. Aunque la propuesta genera expectativa como alternativa sustentable, su implementación está condicionada a un requisito clave: la homologación nacional de los vehículos.
Según replicó la agencia Noticias Argentinas, desde el Municipio de Posadas advirtieron que, sin esa autorización, no es posible habilitar ni regular este tipo de servicio a nivel local. La iniciativa es impulsada por GOU Argentina, que busca operar en la ciudad a través de una nueva aplicación de viajes, con unidades eléctricas de tres ruedas destinadas al transporte urbano de pasajeros.
En ese marco, desde el área de Movilidad Urbana explicaron que “la decisión no depende de una ordenanza municipal, sino de la obtención de la licencia de configuración de modelo, otorgada por organismos nacionales con intervención del sistema de control técnico correspondiente”. Solo una vez cumplido ese paso, los triciclos podrían contar con una categoría específica de licencia de conducir, seguros obligatorios y el resto de los requisitos exigidos para el transporte de personas.
Por ahora, no existen antecedentes claros de habilitaciones formales de este tipo de vehículos en otras ciudades del país, ya que las homologaciones tienen alcance nacional y no pueden resolverse de manera aislada en cada municipio.
Ficha técnica: así son los triciclos eléctricos
Desde GOU aseguran que las los triciclos eléctricos cumplen con todas las especificaciones técnicas exigidas: cuentan con tres ruedas, motor eléctrico, velocidad máxima de 35 km/h, autonomía de hasta 120 kilómetros y capacidad para tres pasajeros. Además, se cargan en tomas domiciliarias de 220 voltios y no emiten gases contaminantes. “Son más seguros que una moto y menos invasivos que un auto”, afirmó Tracci, referente de la empresa, quien además atribuyó las críticas recibidas a “la resistencia de algunos sectores a los cambios”.
En el Municipio, en tanto, valoraron el potencial de estos vehículos como una alternativa para reducir los riesgos asociados al transporte ilegal de pasajeros en motocicletas, una práctica extendida pero sin cobertura de seguros ni garantías para los usuarios. Al tratarse de triciclos, con mayor estabilidad, cabina cerrada y protección climática, ofrecen mejores condiciones de seguridad y menor contaminación sonora.
También se destacó su impacto económico y ambiental, ya que presentan menores costos operativos por kilómetro y se alinean con una matriz energética más limpia. Las autoridades remarcaron que el análisis de la rentabilidad del negocio corresponde a las empresas, aunque consideraron que Posadas resulta atractiva para este tipo de inversiones vinculadas a la movilidad urbana.
La discusión se inscribe en un proceso más amplio de transformación del sistema de transporte local, que ya incorpora colectivos a gas y vehículos eléctricos. Sin embargo, el mensaje oficial es claro: sin homologación nacional, no hay habilitación posible.
La posible incorporación de triciclos eléctricos al sistema de transporte de pasajeros en Posadas, Misiones, abrió un debate que combina innovación, seguridad vial y regulación estatal. Aunque la propuesta genera expectativa como alternativa sustentable, su implementación está condicionada a un requisito clave: la homologación nacional de los vehículos.
Según replicó la agencia Noticias Argentinas, desde el Municipio de Posadas advirtieron que, sin esa autorización, no es posible habilitar ni regular este tipo de servicio a nivel local. La iniciativa es impulsada por GOU Argentina, que busca operar en la ciudad a través de una nueva aplicación de viajes, con unidades eléctricas de tres ruedas destinadas al transporte urbano de pasajeros.
En ese marco, desde el área de Movilidad Urbana explicaron que “la decisión no depende de una ordenanza municipal, sino de la obtención de la licencia de configuración de modelo, otorgada por organismos nacionales con intervención del sistema de control técnico correspondiente”. Solo una vez cumplido ese paso, los triciclos podrían contar con una categoría específica de licencia de conducir, seguros obligatorios y el resto de los requisitos exigidos para el transporte de personas.
Por ahora, no existen antecedentes claros de habilitaciones formales de este tipo de vehículos en otras ciudades del país, ya que las homologaciones tienen alcance nacional y no pueden resolverse de manera aislada en cada municipio.
Ficha técnica: así son los triciclos eléctricos
Desde GOU aseguran que las los triciclos eléctricos cumplen con todas las especificaciones técnicas exigidas: cuentan con tres ruedas, motor eléctrico, velocidad máxima de 35 km/h, autonomía de hasta 120 kilómetros y capacidad para tres pasajeros. Además, se cargan en tomas domiciliarias de 220 voltios y no emiten gases contaminantes. “Son más seguros que una moto y menos invasivos que un auto”, afirmó Tracci, referente de la empresa, quien además atribuyó las críticas recibidas a “la resistencia de algunos sectores a los cambios”.
En el Municipio, en tanto, valoraron el potencial de estos vehículos como una alternativa para reducir los riesgos asociados al transporte ilegal de pasajeros en motocicletas, una práctica extendida pero sin cobertura de seguros ni garantías para los usuarios. Al tratarse de triciclos, con mayor estabilidad, cabina cerrada y protección climática, ofrecen mejores condiciones de seguridad y menor contaminación sonora.
También se destacó su impacto económico y ambiental, ya que presentan menores costos operativos por kilómetro y se alinean con una matriz energética más limpia. Las autoridades remarcaron que el análisis de la rentabilidad del negocio corresponde a las empresas, aunque consideraron que Posadas resulta atractiva para este tipo de inversiones vinculadas a la movilidad urbana.
La discusión se inscribe en un proceso más amplio de transformación del sistema de transporte local, que ya incorpora colectivos a gas y vehículos eléctricos. Sin embargo, el mensaje oficial es claro: sin homologación nacional, no hay habilitación posible.
Como parte de las políticas sociales que encabeza el gobierno provincial, el gobernador Rolando Figueroa rubricó en las últimas horas el decreto 178/2026, que autoriza y aprueba la adquisición de 32.000 garrafas de 10 litros cada una de Gas Licuado de Petróleo (GLP) a la empresa YPF GAS SA. El precio unitario de cada garrafa es de 15.000 pesos.
Asimismo, el decreto autoriza y aprueba la contratación de la empresa Hidrocarburos del Neuquén SA (Hidenesa) para que realice el transporte y la distribución de las mismas. En la Provincia, la Ley 26.020 establece el marco regulatorio para la comercialización de GLP, con el objetivo primordial de asegurar el suministro en forma regular, confiable y económica a sectores sociales residenciales de escasos recursos que no cuentan con servicio de gas natural por redes.
Si bien por el Decreto Nacional 470/15 se creó el Programa Hogares con Garrafas, el gobierno nacional nunca concretó la firma del convenio para la entrega del cupo anual que era cubierto por el subsidio del Fondo Fiduciario. Por lo tanto, mediante diversos decretos se autorizó la contratación directa para la provisión y distribución de garrafas.
Del total de garrafas adquiridas, 11.000 serán distribuidas en la zona de la Confluencia, mientras que las 21.000 garrafas restantes serán entregadas en el interior de la Provincia.
Teniendo en cuenta que el costo de la distribución de las garrafas es de 14.229,85 pesos, la inversión total de esta acción es de 935.355.200 pesos.
De esta manera, la decisión del gobierno provincial acelera los procesos de adquisición y distribución del insumo. En lo que resta del año, se prevé adquirir 130.000 garrafas para el ministerio de Trabajo y Desarrollo Humano y 67.800 para el ministerio de Jefatura de Gabinete. A dichos ministerios se les delegó la distribución de las garrafas de GLP.
Como parte de las políticas sociales que encabeza el gobierno provincial, el gobernador Rolando Figueroa rubricó en las últimas horas el decreto 178/2026, que autoriza y aprueba la adquisición de 32.000 garrafas de 10 litros cada una de Gas Licuado de Petróleo (GLP) a la empresa YPF GAS SA. El precio unitario de cada garrafa es de 15.000 pesos.
Asimismo, el decreto autoriza y aprueba la contratación de la empresa Hidrocarburos del Neuquén SA (Hidenesa) para que realice el transporte y la distribución de las mismas. En la Provincia, la Ley 26.020 establece el marco regulatorio para la comercialización de GLP, con el objetivo primordial de asegurar el suministro en forma regular, confiable y económica a sectores sociales residenciales de escasos recursos que no cuentan con servicio de gas natural por redes.
Si bien por el Decreto Nacional 470/15 se creó el Programa Hogares con Garrafas, el gobierno nacional nunca concretó la firma del convenio para la entrega del cupo anual que era cubierto por el subsidio del Fondo Fiduciario. Por lo tanto, mediante diversos decretos se autorizó la contratación directa para la provisión y distribución de garrafas.
Del total de garrafas adquiridas, 11.000 serán distribuidas en la zona de la Confluencia, mientras que las 21.000 garrafas restantes serán entregadas en el interior de la Provincia.
Teniendo en cuenta que el costo de la distribución de las garrafas es de 14.229,85 pesos, la inversión total de esta acción es de 935.355.200 pesos.
De esta manera, la decisión del gobierno provincial acelera los procesos de adquisición y distribución del insumo. En lo que resta del año, se prevé adquirir 130.000 garrafas para el ministerio de Trabajo y Desarrollo Humano y 67.800 para el ministerio de Jefatura de Gabinete. A dichos ministerios se les delegó la distribución de las garrafas de GLP.
El gobernador de Río Negro, Alberto Weretilneck, destacó la decisión política de construir los consensos necesarios para avanzar en un paquete de iniciativas energéticas que ratifican un rumbo claro de crecimiento sostenido en Río Negro, con más empleo, más desarrollo productivo y obras. Lo hizo durante la presentación del acuerdo estratégico con YPF por el proyecto Argentina GNL.
En ese marco, confirmó que entre diciembre de 2026 y enero de 2027 se realizará el primer embarque de petróleo desde Punta Colorada a través del oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), marcando un hito histórico para Río Negro y para la consolidación del principal punto de salida de la energía argentina. “Esto ya es una realidad, es un paso concreto de un proceso que ya genera trabajo, nuevas obras y prepara a Río Negro para las próximas décadas”, afirmó.
A este proyecto se suman las iniciativas mineras y de GNL, que permitirán llevar el gas de Vaca Muerta al mundo desde las costas rionegrinas con los proyectos de Southern Energy SA (SESA) y ahora Argentina GNL, parte de una visión integral que posiciona a la provincia como protagonista del futuro energético nacional.
Weretilneck remarcó que el amplio consenso político, social y laboral alcanzado no fue casual, sino el resultado de una conducción clara que priorizó el interés provincial por encima de las diferencias sectoriales. En ese sentido, sostuvo que Río Negro “ya ocupa un lugar central en la exportación energética nacional” y que el próximo desafío es avanzar con el desarrollo del polo petroquímico provincial. En ese marco, explicó que, en paralelo al gasoducto de YPF, se proyecta un poliducto para transportar los líquidos asociados al gas extraído y una planta de fraccionamiento en tierra rionegrina, como un nuevo salto de calidad para la economía provincial.
“El hecho de que desde nuestra provincia se exporte el gas y el petróleo neuquino cambia la lógica económica del país y abre una nueva etapa de crecimiento con mirada de largo plazo, basada en la energía y la minería”, sostuvo el Gobernador, y agregó que estos ingresos se transformarán en empleo y obras que impactan de manera directa en la calidad de vida de los rionegrinos.
ARGENTINA LNG: UN MEGAPROYECTO ENERGÉTICO CON BASE EN RÍO NEGRO
Argentina dio hoy un paso decisivo en uno de los desarrollos energéticos más importantes de su historia, impulsado por el trabajo conjunto entre el Gobierno Nacional, la provincia de Río Negro e @YPFoficial, bajo el… https://t.co/By4A0kA8Ma
Al referirse a Vaca Muerta y a los recursos minerales, Weretilneck señaló que “para que esas riquezas se transformen en desarrollo real tiene que haber una decisión política”. En ese sentido, valoró el trabajo articulado de todo el Estado provincial como un factor clave para avanzar en proyectos estratégicos de largo plazo, pensados para dejar bases sólidas y duraderas en la economía local y la generación de trabajo.
El Gobernador también destacó la coordinación entre el Estado, las empresas y el movimiento obrero como una condición indispensable para consolidar a Río Negro en el escenario energético mundial.
También remarcó la adecuación del marco jurídico provincial, con el trabajo conjunto de la Secretaría de Energía y Ambiente, la Legislatura y los municipios, que permitió generar reglas claras para recibir inversiones de gran escala en el Golfo San Matías y en distintos puntos del territorio.
Weretilneck subrayó que la estabilidad política y la previsibilidad económica son aspectos centrales para quienes invierten a largo plazo. “Río Negro cumple lo que promete. Damos reglas claras y las respetamos durante toda la vida de la inversión. Somos una provincia ordenada, seria y confiable”, afirmó.
Finalmente, el Gobernador agradeció a YPF y a su presidente y CEO, Horacio Marín, por permitir que Río Negro sea parte de las decisiones estratégicas del desarrollo energético nacional y por confiar en una provincia que eligió un rumbo claro, con futuro y oportunidades para todos los rionegrinos.
El gobernador de Río Negro, Alberto Weretilneck, destacó la decisión política de construir los consensos necesarios para avanzar en un paquete de iniciativas energéticas que ratifican un rumbo claro de crecimiento sostenido en Río Negro, con más empleo, más desarrollo productivo y obras. Lo hizo durante la presentación del acuerdo estratégico con YPF por el proyecto Argentina GNL.
En ese marco, confirmó que entre diciembre de 2026 y enero de 2027 se realizará el primer embarque de petróleo desde Punta Colorada a través del oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), marcando un hito histórico para Río Negro y para la consolidación del principal punto de salida de la energía argentina. “Esto ya es una realidad, es un paso concreto de un proceso que ya genera trabajo, nuevas obras y prepara a Río Negro para las próximas décadas”, afirmó.
A este proyecto se suman las iniciativas mineras y de GNL, que permitirán llevar el gas de Vaca Muerta al mundo desde las costas rionegrinas con los proyectos de Southern Energy SA (SESA) y ahora Argentina GNL, parte de una visión integral que posiciona a la provincia como protagonista del futuro energético nacional.
Weretilneck remarcó que el amplio consenso político, social y laboral alcanzado no fue casual, sino el resultado de una conducción clara que priorizó el interés provincial por encima de las diferencias sectoriales. En ese sentido, sostuvo que Río Negro “ya ocupa un lugar central en la exportación energética nacional” y que el próximo desafío es avanzar con el desarrollo del polo petroquímico provincial. En ese marco, explicó que, en paralelo al gasoducto de YPF, se proyecta un poliducto para transportar los líquidos asociados al gas extraído y una planta de fraccionamiento en tierra rionegrina, como un nuevo salto de calidad para la economía provincial.
“El hecho de que desde nuestra provincia se exporte el gas y el petróleo neuquino cambia la lógica económica del país y abre una nueva etapa de crecimiento con mirada de largo plazo, basada en la energía y la minería”, sostuvo el Gobernador, y agregó que estos ingresos se transformarán en empleo y obras que impactan de manera directa en la calidad de vida de los rionegrinos.
ARGENTINA LNG: UN MEGAPROYECTO ENERGÉTICO CON BASE EN RÍO NEGRO
Argentina dio hoy un paso decisivo en uno de los desarrollos energéticos más importantes de su historia, impulsado por el trabajo conjunto entre el Gobierno Nacional, la provincia de Río Negro e @YPFoficial, bajo el… https://t.co/By4A0kA8Ma
Al referirse a Vaca Muerta y a los recursos minerales, Weretilneck señaló que “para que esas riquezas se transformen en desarrollo real tiene que haber una decisión política”. En ese sentido, valoró el trabajo articulado de todo el Estado provincial como un factor clave para avanzar en proyectos estratégicos de largo plazo, pensados para dejar bases sólidas y duraderas en la economía local y la generación de trabajo.
El Gobernador también destacó la coordinación entre el Estado, las empresas y el movimiento obrero como una condición indispensable para consolidar a Río Negro en el escenario energético mundial.
También remarcó la adecuación del marco jurídico provincial, con el trabajo conjunto de la Secretaría de Energía y Ambiente, la Legislatura y los municipios, que permitió generar reglas claras para recibir inversiones de gran escala en el Golfo San Matías y en distintos puntos del territorio.
Weretilneck subrayó que la estabilidad política y la previsibilidad económica son aspectos centrales para quienes invierten a largo plazo. “Río Negro cumple lo que promete. Damos reglas claras y las respetamos durante toda la vida de la inversión. Somos una provincia ordenada, seria y confiable”, afirmó.
Finalmente, el Gobernador agradeció a YPF y a su presidente y CEO, Horacio Marín, por permitir que Río Negro sea parte de las decisiones estratégicas del desarrollo energético nacional y por confiar en una provincia que eligió un rumbo claro, con futuro y oportunidades para todos los rionegrinos.
El Gobierno de Río Negro, a través de transportista estatal Transcomahue, adjudicó la contratación de dos transformadores de potencia para las estaciones de Cinco Saltos y Señal Picada, en el marco del plan de modernización de la infraestructura eléctrica provincial.
Según se informó desde Transcomahue, se resolvió adjudicar: a VASILE Y CIA S.A.C.I., el transformador destinado a la Estación Transformadora Cinco Saltos, por un monto de más de $1.300 millones, con un plazo de entrega de 14 meses, contados a partir del 16 de enero de 2026.
Mientras que se adjudicó a LOS CONCE SAIMCIYF, el transformador correspondiente a la Estación Transformadora Señal Picada, por un monto de más de $1.200 millones. En este caso, con un plazo de entrega de 12 meses, a partir del 19 de enero de 2026.
Las órdenes de compra ya fueron firmadas, dando inicio formal a la etapa de fabricación de los equipos. De acuerdo con los plazos establecidos, ambos transformadores estarán entregados durante enero del próximo año, lo que permitirá avanzar en su posterior instalación y puesta en servicio.
Estos nuevos equipos reemplazarán transformadores con más de 40 años de antigüedad, fortaleciendo la confiabilidad del sistema, reduciendo riesgos de fallas y garantizando un suministro eléctrico seguro y sostenido para las comunidades y el sector productivo.
Con esta adjudicación, el Gobierno de Río Negro reafirma su compromiso con la inversión pública estratégica en infraestructura energética, consolidando un sistema eléctrico moderno, eficiente y preparado para acompañar el crecimiento y el desarrollo de la provincia.
El Gobierno de Río Negro, a través de transportista estatal Transcomahue, adjudicó la contratación de dos transformadores de potencia para las estaciones de Cinco Saltos y Señal Picada, en el marco del plan de modernización de la infraestructura eléctrica provincial.
Según se informó desde Transcomahue, se resolvió adjudicar: a VASILE Y CIA S.A.C.I., el transformador destinado a la Estación Transformadora Cinco Saltos, por un monto de más de $1.300 millones, con un plazo de entrega de 14 meses, contados a partir del 16 de enero de 2026.
Mientras que se adjudicó a LOS CONCE SAIMCIYF, el transformador correspondiente a la Estación Transformadora Señal Picada, por un monto de más de $1.200 millones. En este caso, con un plazo de entrega de 12 meses, a partir del 19 de enero de 2026.
Las órdenes de compra ya fueron firmadas, dando inicio formal a la etapa de fabricación de los equipos. De acuerdo con los plazos establecidos, ambos transformadores estarán entregados durante enero del próximo año, lo que permitirá avanzar en su posterior instalación y puesta en servicio.
Estos nuevos equipos reemplazarán transformadores con más de 40 años de antigüedad, fortaleciendo la confiabilidad del sistema, reduciendo riesgos de fallas y garantizando un suministro eléctrico seguro y sostenido para las comunidades y el sector productivo.
Con esta adjudicación, el Gobierno de Río Negro reafirma su compromiso con la inversión pública estratégica en infraestructura energética, consolidando un sistema eléctrico moderno, eficiente y preparado para acompañar el crecimiento y el desarrollo de la provincia.
El presidente de los Estados Unidos, Donald Trump, aseguró hoy que las relaciones con Venezuela avanzan de manera inédita en materia energética y describió la relación bilateral como “extraordinaria”.
En un mensaje publicado en su red Truth Social, Trump destacó que el petróleo venezolano, que llevaba años con exportaciones limitadas, “está empezando a fluir” hacia los Estados unidos.
El mandatario agregó que pronto se verán grandes cantidades de dinero, no vistas en muchos años, que, según él, ayudarían enormemente al pueblo de Venezuela.
Trump mencionó lo ocurrido tras la visita del secretario de Energía de Estados Unidos, Chris Wright, a Caracas, donde se abordó una agenda energética entre ambos gobiernos.
Según su publicación, la reactivación de la producción y exportación del crudo hacia los Estados Unidos, se da en el marco de una relación más estrecha con la presidenta interina, Delcy Rodríguez, y sus representantes. Además, Trump elogió al secretario de Estado, Marco Rubio, por su papel en el acercamiento con Caracas.
¿De qué volumen de petróleo se habla?
Aunque Trump no detalló cifras exactas en su mensaje, informes previos han señalado que las autoridades venezolanas podrían entregar a Estados Unidos entre 30 a 50 millones de barriles de crudo, en un acuerdo que permitiría la exportación de petróleo a ese país bajo ciertas condiciones.
Esos barriles, según declaraciones del propio Trump, serían vendidos al precio de mercado, y los ingresos quedarían bajo control estadounidense con la promesa de que parte de esos fondos beneficien tanto a venezolanos como a estadounidenses.
Este giro sucede meses después de un conflicto entre ambos países que culminó con la captura del expresidente Nicolás Maduro por fuerzas estadounidenses a comienzos de enero y la ascensión de nuevas autoridades en Venezuela.
La posibilidad de flujo de crudo marca un cambio significativo en la relación bilateral, que durante décadas estuvo marcada por tensiones, sanciones y bloqueos al sector energético venezolano.
Para la población venezolana, un aumento en ingresos por exportaciones de petróleo podría traducirse en mayor disponibilidad de divisas y recursos, mientras que para Estados Unidos representa acceso a fuentes energéticas adicionales, reducir las que se dirigían a Cuba o China, en un contexto global competitivo.
El presidente de los Estados Unidos, Donald Trump, aseguró hoy que las relaciones con Venezuela avanzan de manera inédita en materia energética y describió la relación bilateral como “extraordinaria”.
En un mensaje publicado en su red Truth Social, Trump destacó que el petróleo venezolano, que llevaba años con exportaciones limitadas, “está empezando a fluir” hacia los Estados unidos.
El mandatario agregó que pronto se verán grandes cantidades de dinero, no vistas en muchos años, que, según él, ayudarían enormemente al pueblo de Venezuela.
Trump mencionó lo ocurrido tras la visita del secretario de Energía de Estados Unidos, Chris Wright, a Caracas, donde se abordó una agenda energética entre ambos gobiernos.
Según su publicación, la reactivación de la producción y exportación del crudo hacia los Estados Unidos, se da en el marco de una relación más estrecha con la presidenta interina, Delcy Rodríguez, y sus representantes. Además, Trump elogió al secretario de Estado, Marco Rubio, por su papel en el acercamiento con Caracas.
¿De qué volumen de petróleo se habla?
Aunque Trump no detalló cifras exactas en su mensaje, informes previos han señalado que las autoridades venezolanas podrían entregar a Estados Unidos entre 30 a 50 millones de barriles de crudo, en un acuerdo que permitiría la exportación de petróleo a ese país bajo ciertas condiciones.
Esos barriles, según declaraciones del propio Trump, serían vendidos al precio de mercado, y los ingresos quedarían bajo control estadounidense con la promesa de que parte de esos fondos beneficien tanto a venezolanos como a estadounidenses.
Este giro sucede meses después de un conflicto entre ambos países que culminó con la captura del expresidente Nicolás Maduro por fuerzas estadounidenses a comienzos de enero y la ascensión de nuevas autoridades en Venezuela.
La posibilidad de flujo de crudo marca un cambio significativo en la relación bilateral, que durante décadas estuvo marcada por tensiones, sanciones y bloqueos al sector energético venezolano.
Para la población venezolana, un aumento en ingresos por exportaciones de petróleo podría traducirse en mayor disponibilidad de divisas y recursos, mientras que para Estados Unidos representa acceso a fuentes energéticas adicionales, reducir las que se dirigían a Cuba o China, en un contexto global competitivo.
Todas las centrales nucleares en Ucrania, excepto una, tuvieron que reducir su consumo el pasado fin de semana, y varias líneas eléctricas externas fueron desconectadas, según un comunicado emitido por el Organismo Internacional de Energía Atómica (OIEA).
Las centrales se vieron afectadas por actividades militares. Informaron sobre múltiples drones y un misil de crucero dentro de sus áreas de monitoreo, y el equipo del OIEA en la central nuclear de Khmelnytsky también escuchó actividad militar, añadió la información.
“Estos acontecimientos en Ucrania se están volviendo demasiado comunes, y cada uno de ellos nos recuerda los riesgos permanentes para la seguridad nuclear derivados del deterioro de las condiciones de la red eléctrica“, afirmó en el comunicado el director general del OIEA, Rafael Grossi.
El funcionario pidió la máxima moderación militar de todas las partes, advirtiendo que nadie se puede beneficiar de un accidente nuclear.
La performance económica de las 5.300 estaciones de servicio que hay en el país antes se medía por la cantidad de litros de combustible vendidos, pero hoy el negocio cambió y lo que cuenta es la cantidad de clientes que entran.
Son cuatro las marcas que mueven la mayor parte del volumen despachado, pero las tiendas que están en su interior atraen muchas veces más gente que autos al surtidor. Tal es así quedos de cada tres personas que ingresan a la tienda no cargan combustible.
Y hasta hay casos, como el declarado por el CEO de YPF, Horacio Marín, de concesiones de marcas globales alimenticias, como Mac Donald´s, que funcionan en el interior de sus dependencias, lideran el expendio nacional de hamburguesas, incluyendo los propios locales especializados.
Es que la competencia ya no se define solo por los litros despachados, sino por capturar valor a partir de cada persona que entra a la estación, independientemente de si carga combustible o no.
En estaciones bien gestionadas, ya explica cerca del 30 por ciento del margen total y, en algunos casos, alcanza hasta el 50 por ciento.
“El diferencial hoy ya no pasa solo por vender litros”, plantea Mario Rudyk al sitio web Surtidores. “El cliente elige la estación por razones que exceden al surtidor: calidad del café, propuesta gastronómica, rapidez, comodidad, limpieza, precio y experiencia. En ese contexto, la rentabilidad empieza a construirse en decisiones que antes eran secundarias y hoy son centrales“, añade.
En paralelo, gana espacio el autodespacho como herramienta de eficiencia operativa. Bien implementado, permite mayor flexibilidad en horarios de baja demanda y una experiencia distinta para determinados perfiles de clientes. Pero su verdadero impacto no está solo en el surtidor. “Puede liberar recursos para enfocarlos donde hoy se crea más valor: el servicio, la tienda y la relación con el cliente”, explica Rudyk.
De esta forma, las estaciones de servicio están dejando de ser exclusivamente puntos de expendio para transformarse en espacios de servicios, retail y relación con el entorno.
La licitación del Proyecto de Expansión de Generación (PEG-5) de Guatemala recibió ofertas por alrededor de 4700 MW de capacidad frente a los 1400 MW requeridos repartidas entre 51 empresas.
Aunque todavía se encuentra en elaboración el informe final, desde el sector vaticinaron que, del total presentado, más de 2000 MW corresponden a proyectos solares (con y sin almacenamiento) lo que evidencia una fuerte presencia de fuentes renovables en una convocatoria que también contempla ofertas térmicas.
Además, las inversiones estimadas entre todas las tecnologías superan los USD 3500 millones y la alta potencia ofertada establece el proceso más competitivo de las últimas décadas, ya que el volumen ofertado sobrepasó los antecedentes de contratación en el país.
¿Cómo sigue el proceso? La evaluación de ofertas económicas quedó programada para el 25 de marzo de 2026 mediante subasta inversa, mientras que la adjudicación final se fijó para el 16 de abril del mismo año y los contratos debieron suscribirse dentro de un plazo máximo de tres meses, con suministro por 15 años a partir de 2030 y 2033.
La estructura del mecanismo priorizó eficiencia y competencia, generando un escenario de fuerte presión competitiva que pudo traducirse en mejores condiciones para los usuarios regulados y en mayor disciplina en los costos de generación adjudicados.
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
Fecha límite para dar respuestas a solicitudes de aclaración de las bases de licitación o preguntas y para la emisión de adendas a las bases de licitación.
30-ene
Fecha de presentación y apertura de ofertas técnicas.
12-feb
Fecha de evaluación económica de las ofertas.
25-mar
Fecha de adjudicación.
16-abr
Fecha límite para la suscripción de cada contrato de abastecimiento.
Hasta 3 meses posteriores a la adjudicación.
Durante el desarrollo del procedimiento se registraron más de 1000 consultas técnicas por parte de los participantes, lo que derivó en la emisión de cuatro adendas y en la realización de cinco reuniones informativas, incluida una simulación del mecanismo de subasta inversa. Según la comunicación oficial, la licitación “se ha desarrollado con los más altos estándares de transparencia, participación y rigor técnico”, reforzando la percepción de previsibilidad institucional.
Este resultado se dio en un contexto de revisión de la infraestructura eléctrica nacional, luego del revés registrado en la licitación de transmisión PET-3, situación que llevó al país a preparar el relanzamiento de la misma y nuevas convocatorias para fortalecer la red en 2026. La coordinación entre expansión de generación y refuerzo del transporte resultó determinante para absorber la nueva capacidad proyectada y evitar restricciones operativas en el mediano plazo.
YPF Luz y Justoken lanzaron ENERTOKEN, una plataforma para contratar y gestionar energía eléctrica con tecnología blockchain en Argentina, con la cual la generadora prevé acelerar su estrategia comercial con un objetivo concreto: escalar su negocio de contratos PPA.
“Tenemos más de 80 clientes a los que les vendemos energía eléctrica por 800 millones de dólares (valor total de los contratos PPA firmados) y, con la plataforma, el objetivo es multiplicar por 10 la cantidad de clientes”, reveló Martín Mandarano, CEO de YPF Luz, durante un encuentro exclusivo en el que estuvo presente Energía Estratégica.
El ejecutivo reconoce que el mercado a término ha priorizado históricamente grandes consumidores, dejando un universo intermedio con menor penetración contractual; por lo que con dicha herramienta proyectan captar usuarios a partir de 30 kW de consumo, incluyendo estaciones de servicio con cargadores eléctricos, parques industriales, hoteles y sucursales bancarias, entre otros rubros.
Mientras que en cuanto a clientes grandes, la compañía apunta a cerrar contratos PPA con sector minero, oil & gas, litio, cobre, entre otros segmentos de consumo.
“Aspiramos a que la gente pueda comprar y vender energía eléctrica a través del teléfono, tan simple como las operaciones bancarias en la actualidad. Hay que hacer costumbre y cultura de que se pueda usar hoy la transacción [de energía] desde el teléfono”, manifestó Mandarano.
“Actualmente la plataforma está pensada para grandes usuarios, ya que para el sector residencial se requiere un cambio regulatorio más grande. Hay un potencial de ir a un mercado diferente y ya está preparada para un mercado que todavía no está”, agregó.
En esta primera etapa, ENERTOKEN ofrece a empresas y usuarios una experiencia integral para contratar energía renovable y térmica de forma 100% digital, desde la simulación de costos y condiciones, hasta la firma electrónica del contrato.
La plataforma incorpora un simulador automático de ahorro, que permite a los usuarios estimar el ahorro potencial al contratar energía, utilizando datos del mercado eléctrico y el perfil anual de consumo declarado.
Mientras que en la segunda fase de la plataforma, funcionará como un portal de clientes para las más de 80 empresas que ya operan con energía eléctrica de YPF Luz, la cual hoy en día comercializa 250 MWmed de parques renovables y 100 MWmed de generación térmica.
Dicha comercialización está respalda por 756 MW de capacidad renovable entre proyectos eólicos y solares, sumado a que la empresa de capital mixto construye 63 MW eólicos, 200 MW solares y 90 MW en sistemas de almacenamiento BESS.
Por lo que durante este año alcanzará 3,8 GW de potencia instalada total, de los cuales más de 1 GW serán renovables, abasteciendo además el 10% de la demanda eléctrica del país.
El modelo de comercialización también reduce exposición a riesgo de mercado, debido a que según explicó Mandarano, se trata que la energía ya esté vendida cuando los proyectos entran en operación comercial.
“Vendemos por anticipado por entrega a la fecha del COD de cada parque”, sostuvo durante el lanzamiento de ENERTOKEN.
Digitalización como cambio cultural
La irrupción de ENERTOKEN introduce un cambio estructural en la manera de contratar energía en Argentina al estar respaldado por la tokenización de activos energéticos sobre la red blockchain pública Ripple (XRP Ledger).
Para su puesta en marcha, se tokenizaron contratos y activos por más de 800 millones de dólares, una de las mayores tokenizaciones de activos del mundo real a nivel global.
“Realizamos el lanzamiento porque tenemos que mostrar que la compra y venta de energía es simple, no hay riesgo, es fácil de gestionar, hay ahorro, entre otros puntos”, remarcó el CEO de YPF Luz, aludiendo a que la tokenización de la potencia y de la energía generada permite garantizar trazabilidad y accountability de los tokens, desde su generación hasta asignación final a cada cliente.
El nuevo proceso de asignación de OEF, a través de la subasta para el Cargo por Confiabilidad (CxC), continúa generando alertas dentro del sector eléctrico colombiano. Aunque incorpora cambios normativos, las expertas consultadas identifican riesgos técnicos, señales regulatorias difusas y desbalances financieros, que pueden traducirse en falta de confianza por parte de los inversionistas interesados en participar con plantas nuevas.
“La novedad de la subasta es que parece reconocer las dificultades que han enfrentado los proyectos que resultan adjudicatarios de OEF con la real entrada en operación comercial, pues incorpora, entre otros, un incentivo para asignación de capacidad de transporte de forma más acelerada», advirtió Juanita Villanueva, abogada especialista en derecho minero energético.
Sin embargo, la ejecutiva sostuvo que no existe evidencia de que esta medida realmente solucione los tiempos de desarrollo de los proyectos y olvida que la carga de inversión en garantías sigue siendo muy alta. Aún con una nueva subasta, continúa latente.
El nuevo mecanismo, definido por la Resolución CREG 101 079 de 2025, no resuelve los problemas estructurales heredados de las convocatorias de las Resoluciones CREG 101 024 de 2022 y 101 034A de 2022.
“La evidencia que hoy tenemos es que a finales del 2025, aún teníamos 30 plantas con OEF adjudicadas de la última subasta, que hoy continúan en etapa de construcción, lo que demuestra que convocar nuevas subastas sin otras mejoras que se requieren a nivel regulatorio no garantiza la confiabilidad esperada”, añadió Villanueva.
Natalia García, CEO de Enermant, con más de 18 años de experiencia y analista de más de 9 GW en proyectos renovables, señaló que las reglas actuales pueden derivar en castigos injustificados para los inversionistas.
“En el pasado, muchos inversionistas han enfrentado la ejecución de garantías por haber presentado proyectos en etapas de avance insuficientes para cumplir con los tiempos exigidos en las subastas. El problema es que los inversionistas, quienes no conocen las particularidades del mercado ni los tiempos de desarrollo, construcción y puesta en operación, se guían por requisitos exigidos para participar en los mecanismos», señaló.
Este es un riesgo que no solo toma el inversionista, sino también el sistema y la demanda, quienes son los que finalmente tienen que asumir los sobrecostos por la falta de oferta ocasionada por proyectos incumplidos. El mecanismo no está generando condiciones mínimas para que los proyectos puedan cumplir con las OEF cuando el sistema lo requiere.
Además, se debe tener en cuenta que la Resolución CREG 101 066 de 2025 y la CREG 101 069 de 2025 introducen modificaciones sustanciales en la metodología de cálculo del precio de escasez y el precio de transacciones en Bolsa (PTB).
En consecuencia, los generadores que tienen simultáneamente contratos bilaterales y OEF adjudicadas podrían verse obligados a “compensar” la diferencia entre su venta de energía en contratos o bolsa (la cual garantiza la financiación del proyecto), el PTB y su Precio de Escasez (PEI o PES) con dinero de su propio flujo de caja (dinero que no recibió de la bolsa sino de sus contratos bilaterales).
García advirtió a su vez que esto puede generar un desbalance económico para los potenciales participantes.
En paralelo, el uso de menús de contratos para agentes antiguos y nuevos abre una brecha competitiva que distorsiona las señales del mercado.
“Esto puede favorecer a unos jugadores sobre otros sin una base técnica clara”, sostuvo la experta.
Claudia Ballesteros, abogada con más de 12 años de experiencia en regulación y mercados eléctricos, cuestionó que la CREG no haya publicado estudios técnicos que validen la necesidad de esta subasta.
“No hay evidencia de que con la convocatoria se fortalezca la confiabilidad del sistema”, afirmó.
Ballesteros también advirtió sobre la falta de articulación institucional: “El Ministerio y la CREG han expedido regulación. Lo que ocasiona que ambas entidades traslapen sus competencias. Esto ha ocasionado que algunas medidas de política pública y regulación sean expedidas sin rigor técnico”.
La percepción de que los cambios en el diseño del mecanismo no están orientados a incorporar las oportunidades de mejora identificadas en las subastas anteriores, sin garantizar la confiabilidad del sistema eléctrico como fin principal de las convocatorias del Cargo por Confiabilidad, es compartida por las tres especialistas.
“Colombia necesita confiabilidad basada en proyectos viables de cualquier tecnología. Este gobierno ha trabajado fuertemente para tener metodologías que permiten agilizar procesos como LASolar, LAEolica y los procesos de conexión express para los proyectos adjudicados con OEF, sin embargo, la pregunta es: ¿el tiempo será suficiente para las nuevas plantas que no tienen siquiera punto de conexión?”, indicó García.
“El sistema necesita una mayor oferta de energía en firme e implementar las lecciones aprendidas de las subastas anteriores. No basta con convocar mecanismos y ejecutar garantías por incumplimientos, se requiere un acompañamiento efectivo por parte de todas las partes interesadas (gobierno, entidades, comunidades, agentes, demanda y demás) para que los proyectos efectivamente entren y no se “apague la luz”, concluyeron las tres especialistas.
Martín Mandarano, CEO de YPF Luz, presentó este jueves Enertoken, una plataforma desarrollada junto a Justoken que promete simplificar el acceso a la energía para sectores que, hasta hoy, operaban bajo la rigidez de las distribuidoras locales. El objetivo es capturar a los pequeños y medianos consumidores mediante una herramienta que garantiza trazabilidad, seguridad y, sobre todo, competitividad en costos.
Enertoken surge como la mayor plataforma de la Argentina destinada a la contratación y gestión de energía eléctrica mediante el uso de tecnología blockchain. Desarrollada en conjunto por YPF Luz y Justoken —empresa especializada en la digitalización de activos del mundo real—, esta herramienta permite que empresas y grandes usuarios accedan de forma 100% digital a energía renovable y térmica.
La estrategia no descuida a los grandes jugadores del mercado, como el sector del oil & gas o la minería de litio y cobre, pero la tecnología blockchain es la llave para la democratización del sistema. «Acá lo que estamos buscando son los más chicos. Las demandas que hasta hoy no saben de qué manera contractualizar o creen que solamente está para las empresas grandes«, insistió Mandarano, reafirmando el enfoque comercial.
La infraestructura, que utiliza la red Ripple (XRP Ledger),garantiza la seguridad e inmutabilidad de las operaciones, habiendo alcanzado ya una tokenización de activos superior a los US$800 millones. La nueva herramienta ya está disponible para la gestión comercial de nuevos clientes de la generadora.
Mercado eléctrico y tecnología blockchain
Mandarano: «Estamos buscando la demanda más chica, la que hoy no sabe cómo contractualizar o cree que es sólo para empresas grandes»
Actualmente, YPF Luz gestiona una cartera de cerca de 90 grandes clientes, una cifra que representa un desafío operativo considerable bajo los métodos tradicionales. «Gestionar esta cartera con diferentes puntos de suministro era un tema desde el punto de vista administrativo, de devolución al cliente y de información«, señaló Mandarano.
La nueva plataforma busca automatizar esta carga para permitir que el equipo comercial se enfoque en la expansión y no en la burocracia de la facturación. De esta manera, se brindará un servicio que incluya historial completo de facturación y descarga de facturas, consulta de consumos y reportes en tiempo real y mayor transparencia y control operativo, facilitando procesos de auditoría, certificaciones y reportes ESG, a partir de información trazable y verificable.
La gran apuesta de la compañía es el escalamiento masivo, y la arquitectura digital está diseñada para soportar un volumen de transacciones significativamente mayor al actual. «Fuimos pensando toda la solución integral que podíamos desarrollar, tanto para ese corto plazo de estos 90 clientes que tenemos, como para lo que pueda venir hacia adelante, que buscamos sean diez veces más clientes«, proyectó el CEO.
El diferencial técnico de Enertoken radica en el uso de blockchain, una tecnología que aporta una capa de seguridad inédito en el mercado eléctrico local. Según Mandarano, «esta infraestructura permite dar trazabilidad, certeza y velocidad a todo lo que es la problemática y el funcionamiento de los contratos«. No se trata solo de un portal de pagos, sino de una base de datos inmutable que registra cada kW transaccionado.
YPF Luz y el objetivo de un mercado eléctrico secundario
Uno de los puntos más disruptivos de la presentación fue la mención a un mercado secundario de energía. Mandarano ve a Enertoken como el inicio de un ecosistema más amplio. «El ideal sería que esto se generalice, que haya más generadores que puedan usarlo e incluso con Cammesa, que también pueda tomar esta misma herramienta. Si todo eso forma un ecosistema único, podríamos interactuar hasta generar después un mercado secundario«, detalló.
En cuanto al impacto en el usuario, el CEO aclaró que la infraestructura física no sufre alteraciones, sino que cambia la naturaleza del vínculo contractual. «El cliente le compra la energía y potencia al generador y después la distribuidora le factura el peaje. Ahí no hay un cambio. Hoy ya se puede hacer, nada más que hacerlo requiere un tema de tiempo y de administración», explicó para desmitificar la complejidad del traspaso.
El segmento objetivo se desplaza ahora hacia demandas que antes se consideraban marginales para la gran generación. Mandarano mencionó específicamente a las estaciones de servicio, parques industriales, hoteles, sucursales bancarias entre muchos otros.
«Lo que la tecnología nos permite es ir a buscar a los más chicos, comercios de más de 30 kW que tal vez es una persona que logra ver que es fácil de usar la herramienta y que muy simplemente puede hacer un contrato de energía», subrayó.
Esa pretensión se da en momentos en que las generadoras de renovables están encontrando en el Mercado a Término de Energías Renovables (Mater) una incipiente saturación, con lo cual requieren ampliar la base de clientes. La instanca disponible es el pequeño y mediano usuario comercial e industrial, a la espera de que en un futuro se abra la contractualización con las distribuidoras del sistema.
Enertoken: el homebanking energético
La nueva herramienta basada en blockchain garantiza trazabilidad, seguridad y, sobre todo, competitividad en costos.
La plataforma funciona como una suerte de «homebanking» energético. Eduardo Novillo Astrada, de Justoken, acompañó la visión de Mandarano comparando la complejidad del blockchain con la de Internet: «El usuario no necesita entender el código, sino percibir el beneficio».
«El lanzamiento de Enertoken refleja cómo la digitalización puede aportar mayor eficiencia, transparencia y control en la gestión de energía.Enertoken es un paso clave en la evolución de la comercialización energética en Argentina, alineada con las nuevas demandas del mercado”, afirmó Novillo Astrada.
Respecto a la capacidad de generación que respalda este lanzamiento, Mandarano precisó que «YPF Luz hoy tiene más de 350 MW y deberíamos ir incrementando toda la potencia que vayamos teniendo. Por ejemplo, de los 2.800 MW térmicos, el 20% debería ser contratable», precisó, asegurando que existe respaldo suficiente para absorber la demanda de los nuevos usuarios pymes.
Finalmente, la visión de YPF Luz es que el ahorro y la transparencia impulsen la competitividad industrial de la Argentina. «La idea es justamente mostrarles que hay un ahorro y que, más allá de que es fácil, tienen un beneficio respecto a lo que pagan hoy«, concluyó el ejecutivo. .
YPF Luz y Justoken anunciaron el lanzamiento de ENERTOKEN, la mayor plataforma de Argentina que permite contratar, gestionar y dar trazabilidad a la energía eléctrica a través de una infraestructura digital que garantiza seguridad, transparencia y la inmutabilidad de cada operación, con tecnología blockchain.
Este lanzamiento representa un hito para YPF Luz, que introduce un proceso ágil y seguro para la contratación y la gestión de contratos energéticos, facilitando el acceso a soluciones innovadoras para el sector, destacó la Compañía.
Con ENERTOKEN, tanto empresas como grandes usuarios de energía pueden contratar y administrar su consumo de manera online, integrando la simulación de costos, la formalización y firma del contrato, el seguimiento de consumos, la facturación y la generación de reportes en tiempo real. Todo el proceso se sustenta en la tokenización de activos energéticos registrados en blockchain, lo que brinda respaldo y confianza.
En esta primera etapa, la plataforma ofrece a empresas y usuarios una experiencia integral para contratar energía renovable y térmica de forma 100 % digital, desde la simulación de costos y condiciones, hasta la firma electrónica del contrato. La plataforma incorpora un simulador automático de ahorro, que permite a los usuarios estimar el ahorro potencial al contratar energía, utilizando datos del mercado eléctrico y el perfil anual de consumo declarado.
ENERTOKEN se desarrolló sobre la red blockchain pública Ripple (XRP Ledger), lo que garantiza altos niveles de seguridad, transparencia e inmutabilidad en toda la gestión energética. Para su puesta en marcha, se tokenizaron contratos y activos energéticos por más de 800 millones de dólares, una de las mayores tokenizaciones de activos del mundo real (RWA) a nivel global.
La Torre de Control inspeccionando las propiedades de un elemento combustible.
La empresa Combustibles Nucleares Argentina (Conuar) desarrolló y puso en operación un sistema automatizado para el control de calidad de los elementos combustibles nucleares que incrementará la productividad de la compañía.
El sistema desarrollado consiste de una torre de control rotatoria con múltiples cámaras y sensores para inspeccionar los parámetros dimensionales (medidas exactas) y visuales (estado de superficie, integridad) de los combustibles nucleares.
Cada elemento combustible permanecerá estático mientras la torre gira en 360° para inspeccionar los parámetros de los 20 items que conforman cada elemento. Conuar actualmente fabrica los elementos combustibles para las centrales nucleares Atucha I y II y Embalse.
El nuevo sistema profesionalizará la captura de datos, pasando de la apreciación del inspector a la objetividad del sensor, lo cual garantizará que el aumento de velocidad en la inspección no sacrificará la seguridad nuclear del producto. Además, permitirá la trazabilidad al crear una partida de nacimiento digital e inviolable por cada elemento inspeccionado.
El sistema de control de calidad automatizado desarrollado por Conuar.
La medición automatizada también permitió crear una base de datos precisos. El siguiente paso será utilizar esos datos para alimentar modelos de Inteligencia Artificial para mantenimiento predictivo y optimizar aún más el proceso de fabricación aguas arriba.
Desafíos en el desarrollo
Desde Conuar resaltaron los desafíos técnicos de pasar de un sistema de control de calidad manual a uno automatizado. «Lo que un ojo humano hace por comparación, una máquina debe procesarlo mediante algoritmos distintos (triangulación para posición, perfilometría para formas complejas y cámaras color para controles de daños superficiales)», explicaron a EconoJournal.
Durante el desarrollo, la empresa utilizó elementos combustibles dummy (maquetas industriales que replican las características de los originales) para calibrar los sensores. La validación fue realizada comparando las mediciones automáticas con métodos tradicionales certificados.
Las pruebas con los dummies determinaron que una sola tecnología no bastaba para analizar la complejidad del combustible y que se requería de una solución multimodal.
La empresa decidió aplicar triangulación láser para la posición precisa, perfilometría 3D con brazo robótico para la compleja geometría de la parte inferior y cámaras de alta resolución para los controles visuales.
Torre de control rotatoria
La decisión de desarrollar una torre rotatoria fue tomada tras evaluar que, por sus dimensiones, al girar al elemento combustible se provocaban vibraciones y movimientos que introducían ruido en las mediciones de precisión.
Los combustibles para centrales nucleares de potencia suelen tener importantes dimensiones. Por ejemplo, los combustibles de Atucha II están entre los más largos del mundo, con 5,3 metros de largo.
«El aprendizaje fundamental fue: «Si el objeto es inestable en movimiento, mueve el observador». Esto garantizó una base de medición estática y ultra-precisa, aunque trasladó el desafío a la ingeniería mecánica del carro giratorio», evaluaron.
Los principales desafíos técnicos en el diseño de la torre fueron el cableado y la comunicación de datos. «Girar más de 360° con múltiples cámaras y sensores requiere una ingeniería de cableado que evite la fatiga mecánica y la pérdida de señal. En software, el reto la programación de sistema completo y en particular los subsistemas de control por visión», explicaron.
En Conuar estan satisfechos con los resultados y proyectan que el nuevo sistema tiene otras potenciales aplicaciones industriales. «Esta tecnología es transferible a cualquier industria de manufactura de alta precisión: aeroespacial (inspección de álabes), automotriz (control de chasis) o incluso otras ramas de la energía donde se manejen componentes de grandes dimensiones con tolerancias milimétricas», concluyeron.
FES Iberia 2026dejó una señal contundente al mercado, ante un auditorio compuesto por ejecutivos C Level, desarrolladores e inversores: con más de 6.000 millones de euros solicitados en ayudas frente a 700 millones convocados, el 2026 se perfila como un año clave para la consolidación del almacenamiento como pilar estratégico del sistema eléctrico español.
En ese contexto, el almacenamiento fue el segmento con mayor tracción, ya que, según explicó López Ocón, la última convocatoria FEDER, con 700 millones de euros de presupuesto, recibió 1.750 solicitudes y una ayuda solicitada superior a los 6.000 millones, lo que “denotaba clarísimamente el interés que había en el sector”.
En la conversación destacada inicial del evento, Carmen López Ocón, directora de Energías Renovables y Mercado Eléctrico del Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE), y Fátima García Señán, subdirectora General de Almacenamiento y Flexibilidad del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (MITECO), coincidieron en que la flexibilidad y el almacenamiento dejarán de ser tecnologías complementarias para convertirse en infraestructura estructural en un sistema con alta penetración renovable.
Desde el IDAE, López Ocón fue directa al definir el momento sectorial: “Con ese marco regulatorio, yo creo que el 2026 viene a ser un año en el que el papel del almacenamiento va a ser clave”.
Con 10 GW adicionales de fotovoltaica instalados en 2025, España alcanzó 103 GW de potencia renovable, equivalente al 70% de la capacidad total del sistema, mientras que la generación renovable representó en torno al 55,5% del mix anual. En ese contexto, el almacenamiento deja de ser complemento y pasa a ser condición de estabilidad.
Desde el Ministerio, García Señán afirmó que la senda de aumentar potencia instalada renovable “tiene que venir acompañada de potencia instalada de almacenamiento y de flexibilidad”.
Y agregó que el sistema debía “superar ciertos retos, como son volatilidad de precios, seguridad de suministro y la integración de esas renovables para evitar los vertidos”.
El primer movimiento concreto ya se materializó con la publicación del Real Decreto de Suministro y Agregación.
La funcionaria explicó que la norma “viene a regular la figura del agregador independiente, establece las bases del modelo de agregación y da el mandato a Red Eléctrica para que haga una propuesta de procedimiento de operación”, permitiendo que la respuesta de la demanda pueda participar en el mercado. La señal es clara: la flexibilidad empieza a monetizarse.
En paralelo, el mercado de capacidad se encuentra en las últimas fases de tramitación ante la Comisión Europea. García Señán subrayó que el instrumento permitirá que el almacenamiento obtenga ingresos por dar un servicio al sistema, reforzando la financiación al ofrecer ingresos estables a largo plazo.
Además, sostuvo que el objetivo del Gobierno es “dar esa credibilidad a un sistema en el que hay cada vez más potencia instalada renovable, y que es un sistema seguro, y existen los mecanismos para garantizarlo”.
Asimismo, remarcó que uno de los objetivos centrales del Gobierno era dar esa credibilidad a un sistema en el que hay cada vez más potencia instalada renovable, y que es un sistema seguro, y existen los mecanismos para garantizarlo.
A ello se suma la modificación del decreto —que incorporará por primera vez almacenamiento distribuido—, el desarrollo regulatorio en territorios no peninsulares y el avance esperado en el Código de Red de Respuesta de la Demanda, junto con instrumentos como los mercados locales de flexibilidad y el acceso flexible a la red.
Récord de demanda inversora y efecto tractor industrial
Si el marco normativo marca la dirección, las cifras de convocatorias evidencian el apetito inversor.
La Directora de Energías Renovables y Mercado Eléctrico del IDAE, Carmen López Ocón, recordó que en 2021 “nos aterrizaron 13.000 millones de euros del Plan de Recuperación”, cuando el organismo gestionaba previamente en torno a 200 millones anuales entre fondos FEDER y el Fondo Nacional de Eficiencia Energética.
En su dirección se lanzaron 40 convocatorias de ayuda desde finales de 2021 hasta el 2022, con un total de casi 5.000 millones movilizados, abarcando hidrógeno, renovables innovadoras, redes de calor, sustitución de combustibles fósiles en cogeneración, almacenamiento y autoconsumo.
La mayoría de los proyectos correspondieron a hibridaciones con instalaciones renovables existentes, aunque también hubo iniciativas térmicas e hidráulicas de bombeo.
Para 2026, el foco estará en ejecución efectiva. La directiva señaló que esperan que los proyectos que han recibido ayudas en estos últimos años se comiencen a desarrollar, empiecen a llegar, porque ello generaría efecto tractor para las siguientes.
“El desafío es que las adjudicaciones se traduzcan en activos operativos que consoliden la estabilidad del sistema”, sostuvo.
El horizonte estratégico del PNIEC fija 22,5 GW de almacenamiento a 2030, pero López Ocón aclaró que “ya no estaríamos tanto en el debate del número, sino de la importancia fundamental que supone la necesidad de que ese almacenamiento se desarrolle para la estabilidad y la seguridad de nuestro sistema”.
Además, la transición se concibe como palanca industrial. Una de las convocatorias incorporó un criterio “restrictivo” de cadena de valor que exigía puntuación mínima vinculada a la fabricación nacional europea.
Según explicó, ello estaría movilizando producción local y reforzando capacidades técnicas. En esa línea, sostuvo que la transición debía avanzar no solo hacia la independencia energética, sino también hacia la independencia de suministro.
Con agregación ya regulada, mercado de capacidad en fase final y una demanda que multiplica casi por nueve los fondos disponibles, 2026 se consolida como el año en que el almacenamiento deja de ser complemento y se convierte en infraestructura estratégica del sistema eléctrico español.
Los precios del petróleo experimentaron un aumento significativo este miércoles, motivados por la persistente tensión entre Estados Unidos e Irán, además de indicios de una mayor demanda global. A las 09:49 GMT, el crudo Brent incrementó su valor en 98 centavos, un 1,4%, alcanzando los 69,78 dólares por barril. Por su parte, el West Texas Intermediate (WTI) de Estados Unidos subió 95 centavos, un 1,5%, situándose en 64,91 dólares por barril.
Giovanni Staunovo, analista petrolero de UBS, explicó que “la continua tensión en Oriente Medio sigue respaldando los precios, aunque hasta ahora no ha habido ninguna interrupción del suministro”. Esta situación se mantiene mientras las conversaciones nucleares entre Washington y Teherán se mantienen frágiles pero abiertas.
El portavoz del Ministerio de Asuntos Exteriores de Irán señaló que las negociaciones con Estados Unidos han permitido evaluar la seriedad de la contraparte y han generado suficiente consenso para continuar el diálogo diplomático. Sin embargo, el presidente estadounidense Donald Trump manifestó que está considerando el envío de un segundo portaaviones a la región, a pesar de los esfuerzos para evitar un nuevo conflicto.
El analista de PVM Oil Associate, Tamas Varga, comentó que “aunque el discurso sigue siendo beligerante en ocasiones, no hay indicios, al menos por ahora, de una escalada, y el presidente de Estados Unidos cree que Irán acabará queriendo llegar a un acuerdo sobre su programa de misiles nucleares”.
Además de las tensiones geopolíticas, la ligera debilidad del dólar ayudó a sostener los precios del crudo, ya que una moneda estadounidense más fuerte suele afectar negativamente la demanda de compradores internacionales.
Por último, los precios se vieron favorecidos por señales de reducción en el excedente de petróleo, ya que los mercados comenzaron a absorber el exceso observado durante el último trimestre de 2025. Las extracciones de crudo en reservas independientes del centro de refinación y almacenamiento Ámsterdam-Rotterdam-Amberes (ARA) y de Fujairah indicaron un mercado más ajustado, según Staunovo.
El intendente Claudio Polich y el gobernador Juan Pablo Valdés recorrieron días atrpas el Parque Industrial y Tecnológico Santa Catalina, donde comenzó la instalación de un parque solar fotovoltaico que marcará un hito en la generación de energía limpia en la ciudad y la provincia. Se trata de una inversión privada de gran escala que refuerza el perfil productivo de Corrientes y consolida el rumbo hacia una ciudad con base industrial y tecnológica.
Durante la visita al predio, Polich destacó que “estamos acompañando una inversión privada que se está haciendo en este lugar, donde va a haber una primera granja solar de generación de energía solar en la ciudad de Corrientes”, y subrayó que el proyecto permite “colaborar también con que podamos, a través de la generación de energía limpia, aliviar gran parte del impacto ambiental”.
El emprendimiento es llevado adelante por la empresa Coral Energía, del Grupo Corven, y se desarrolla sobre un predio de 40 hectáreas del Parque Industrial y Tecnológico Santa Catalina.
En total, se instalarán 41.216 paneles solares -cada uno de 2 metros por 1 metro- que permitirán alcanzar una potencia de generación de 20 megavatios, con un pico de hasta 25 MW instantáneos.
La energía producida será inyectada al sistema eléctrico nacional, convirtiendo a la ciudad en sede de la planta fotovoltaica más importante de la provincia.
Potencia
El gobernador Juan Pablo Valdés resaltó en la ocasión la importancia del proyecto para el sistema energético provincial. “Tiene muchísima importancia, primero porque nos va a permitir aumentar la potencia dentro de nuestro propio sistema, nos va a garantizar energía para poder transformar la industria y energía para garantizar a los hogares electricidad de calidad”, afirmó.
Valdés celebró que el Parque Industrial de Corrientes reciba “una inversión de 30 millones de dólares” y destacó que la estación fotovoltaica permitirá a las industrias “tener garantizada la potencia eléctrica para poder desarrollar grandes emprendimientos”, lo que se traduce en “muchísimos puestos de trabajo para Corrientes”.
Asimismo, consideró que este tipo de iniciativas marcan “el camino que necesitamos seguir desarrollando en toda la provincia”.
Características
La obra se encuentra en su primera etapa, con la preparación y limpieza del terreno, iniciada a comienzos de diciembre. Previamente, se realizó un estudio de impacto ambiental para minimizar el desmonte y preservar la flora existente.
El proyecto utiliza tecnología de origen chino y, además de su aporte energético, genera empleo directo e indirecto, demanda servicios, insumos y materiales, y fortalece la articulación entre el sector público y privado, clave para el desarrollo económico sostenible de Corrientes.
El Parque Industrial y Tecnológico Santa Catalina, en total, tiene 52 empresas vinculadas, 17 que están radicadas y de ellas, 8 que ya se encuentran operando a pleno.
El Ministerio de Energía y Ambiente llevó adelante el acto público de apertura de los Sobres A correspondientes a la licitación nacional e internacional que abarca 17 áreas hidrocarburíferas ubicadas en las cuencas Cuyana y Neuquina. El procedimiento se desarrolló con reglas claras, trazabilidad y resguardo documental. En esta instancia seis empresas presentaron la documentación requerida para continuar en el proceso.
La ministra Jimena Latorre encabezó la actividad y destacó el alcance estratégico de la convocatoria. “Hoy se ha procedido a la presentación de las ofertas y la apertura de los sobres A que se presentaron en la licitación para la adjudicación de áreas de exploración y de explotación tanto en la Cuenca Cuyana como en la Cuenca Neuquina. Es un hito muy importante para Mendoza, porque está alineado con los objetivos de incrementar la producción y sumar actores a la producción de oil and gas de la provincia”.
Además, remarcó el contexto en el que se desarrolló el llamado y el significado del interés empresario. “En un escenario complejo, el interés por esta licitación es una señal positiva: habla del potencial de nuestras áreas y del camino correcto de las políticas energéticas que venimos sosteniendo para dar previsibilidad, reglas claras y condiciones reales de inversión”, afirmó.
La ministra estuvo acompañada por el subsecretario de Energía y Minería, Manuel Sánchez Bandini; el director de Regalías, Jorge Domínguez; y el director de Hidrocarburos, Lucas Erio, integrantes de la Comisión de Adjudicación.
“Las ofertas serán analizadas por los equipos de la Dirección de Hidrocarburos y, en función del cumplimiento de los requisitos establecidos en el pliego y de la viabilidad de esas propuestas, se definirá a los adjudicatarios, quiénes tendrán la posibilidad de desarrollar inversiones para seguir incrementando la producción del petróleo mendocino”, remarcó Latorre.
“En las semanas previas se registró la venta de nueve pliegos, adquiridos por ocho empresas, lo que constituye una señal concreta de interés en un contexto especialmente desafiante para la industria a nivel nacional e internacional. Esta convocatoria confirma que el convencional todavía tiene recorrido, con oportunidades reales tanto para recuperar actividad en áreas maduras como para impulsar exploración complementaria con enfoque técnico de corto y mediano plazo”, afirmó por su parte el director de Hidrocarburos.
Durante el acto se dejó constancia en acta de toda la documentación recibida, los soportes digitales presentados y la cantidad de Sobres B entregados. Dichos sobres quedaron resguardados en una urna sellada bajo custodia de la Escribanía General de Gobierno hasta la eventual convocatoria a su apertura.
A partir de ahora comienza la instancia de evaluación de admisibilidad y calificación, en la que se verificará la capacidad legal de las empresas, su solvencia económico-financiera, el patrimonio neto mínimo y la capacidad técnica. Superado ese análisis, se convocará al acto de apertura del Sobre B exclusivamente a quienes cumplan con los requisitos establecidos en el Sobre A.
Un esquema consolidado
Este llamado es un paso más de un esquema moderno y trazable, que reafirma un modelo de licitación continua, diseñado para acompañar el ritmo del sector, con mayor eficiencia administrativa, más velocidad en la gestión y una reducción de instancias burocráticas.
De hecho, la convocatoria impulsada en 2025 se integró al proceso iniciado en 2024, cuando se adjudicaron cinco áreas —tres de exploración y dos de explotación— con compromisos de inversión para los años siguientes. “En conjunto, ambas instancias marcaron un cambio estructural en la política hidrocarburífera provincial: luego de que el último llamado previo se hubiera realizado en 2019, Mendoza logró consolidar dos licitaciones en dos años consecutivos, generando un flujo sostenido de oportunidades bajo reglas claras y procedimientos ágiles”, remarcó Erio.
Áreas incluidas en la licitación
Atuel Exploración Sur (Cuenca Neuquina)
Atuel Exploración Norte (Cuenca Neuquina)
Boleadero (Cuenca Neuquina)
Calmuco (Cuenca Neuquina)
Chachahuen Norte (Cuenca Neuquina)
CN III Norte (Cuenca Neuquina)
Los Parlamentos (Cuenca Neuquina)
Puesto Pozo Cercado Occidental (Cuenca Cuyana)
Ranquil Norte (Cuenca Neuquina)
Río Atuel (Cuenca Neuquina)
Sierra Azul Sur (Cuenca Neuquina)
Zampal (Cuenca Cuyana)
Atamisqui (Cuenca Cuyana)
El Manzano (Cuenca Neuquina)
Loma Cortaderal – Cerro Doña Juana (Cuenca Neuquina)
Puesto Molina Norte (Cuenca Neuquina)
Puntilla del Huincan (Cuenca Neuquina)
Empresas que presentaron ofertas
Seis firmas acercaron documentación en esta etapa:
El Ministerio de Educación de Chubut informó que el Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG) N° 1677 de Comodoro Rivadavia otorgará becas destinadas a estudiantes egresados del Nivel Secundario de instituciones educativas de gestión pública de la provincia, que acrediten un promedio final no inferior a 8 (ocho) y manifiesten interés en formarse en áreas estratégicas para el desarrollo regional.
En el marco de esta convocatoria, se otorgarán 5 (cinco) becas para la Tecnicatura en Gestión de las Energías Renovables, propuesta de modalidad 100% virtual orientada a la formación de técnicos capaces de gestionar recursos energéticos limpios y promover su aplicación en un mercado en constante expansión.
La iniciativa busca fortalecer la capacitación en energías sustentables, un eje clave para el crecimiento productivo y ambientalmente responsable de la provincia. Las personas interesadas deberán enviar DNI y certificado analítico -o constancia de título en trámite- al correo electrónico cfp1677@chubut.edu.ar
Capacitación en un sector estratégico para la región
Asimismo, se otorgarán 4 (cuatro) becas para la carrera de Técnico en Petróleo y Gas, de modalidad 100% presencial, que se dicta en la sede del instituto ubicada en Gobernador Moyano 420, Km 3, en la ciudad de Comodoro Rivadavia. Esta propuesta formativa apunta a consolidar perfiles técnicos calificados para desempeñarse en un sector central de la matriz productiva provincial, ampliando oportunidades de inserción laboral y fortaleciendo el entramado energético regional.
La inscripción se realiza de manera presencial en la dirección mencionada, presentando DNI y certificado analítico o constancia de título en trámite, según corresponda.
Desde el Ministerio de Educación se destaca la articulación con instituciones vinculadas al sector energético, que permiten ampliar el acceso a formación técnica de calidad y acompañar las trayectorias de jóvenes chubutenses en áreas de alta demanda profesional.
El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, recibió este miércoles a representantes de Shell Argentina SA, quienes ratificaron que la compañía continuará en Vaca Muerta y que no existe ninguna decisión de vender o abandonar sus activos en la cuenca neuquina.
Durante el encuentro, el presidente de Shell Argentina SA, Germán Burmeister aclaró que las versiones difundidas no responden a la estrategia actual de la compañía, que continúa analizando oportunidades de desarrollo dentro del yacimiento no convencional más importante del país.
La confirmación se produjo luego de que trascendieran informaciones atribuidas a agencias internacionales que sugerían una revisión de los activos de Shell en Argentina.
El gobernador destacó la importancia de la continuidad de Shell en Vaca Muerta, en un contexto de crecimiento de la producción, incremento de exportaciones y consolidación de Neuquén como eje central del desarrollo energético nacional.
Shell participa en distintos proyectos estratégicos en la formación, en asociación con otras operadoras, y forma parte del grupo de compañías internacionales que contribuyen al desarrollo tecnológico y productivo de los no convencionales.
Con la puesta en funcionamiento del sistema de autodespacho en la estación de servicio de Famaillá, en Tucumán, YPF alcanzó las 100 estaciones con esta modalidad en todo el país. Este hito consolida la transformación de su red y eleva el estándar de la experiencia de sus clientes, a través de personal capacitado y procesos homogéneos que aseguran una operación consistente en toda la red.
Las 100 bocas de expendio habilitadas forman parte de un despliegue federal que abarca puntos en casi todas las provincias del país, a excepción de Buenos Aires, La Pampa y Jujuy, en donde rigen marcos normativos que impiden la implementación del sistema.
“Alcanzar 100 estaciones con autodespacho es un hito concreto dentro de nuestro Plan 4×4. Marca el rumbo de la YPF que queremos: una compañía moderna, competitiva y enfocada en la experiencia del cliente. Logramos escalar un sistema ágil y seguro, que convive con la atención tradicional”, afirmó Horacio Marín, presidente y CEO de YPF.
La modalidad de autodespacho fue muy bien recibida por parte de los usuarios: el 86% volvería a usar el sistema, el 74% calificó la experiencia con la máxima puntuación y el 73% completó la carga en menos de 5 minutos, destacando simplicidad, agilidad y el control que ofrece la operación a través de la App YPF.
La puesta en marcha del autodespacho en cada estación se realizó de manera progresiva y siguiendo criterios estrictos de seguridad. Cada punto fue acondicionado con señalización clara, demarcación en piso y un QR ubicado a la altura de la ventanilla para facilitar el inicio de la operación desde la App. Además, se incorporaron elementos de asistencia al usuario.
La nueva modalidad convive con la atención tradicional, ofreciendo libertad de elección al cliente. El personal de playa mantiene un rol clave como facilitador multicanal, brindando asistencia cuando sea necesario.
Este avance forma parte de la estrategia de modernización de YPF y constituye un paso relevante en su objetivo de brindar una experiencia más ágil, cómoda y alineada con estándares internacionales de operación y servicio.
YPF, Eni y XRG, socios fundadores del proyecto, anunciaron la firma del Acuerdo de Desarrollo Conjunto (Joint Development Agreement, por sus siglas en inglés, JDA), de carácter vinculante, para el avance de Argentina LNG. El proyecto integrado de gran escala para la producción y licuefacción de gas permitirá monetizar el potencial de Vaca Muerta y consolidar la posición del país como proveedor global de GNL a largo plazo.
Argentina LNG prevé una capacidad de producción de 12 millones de toneladas anuales (MTPA) de GNL, a través de dos unidades flotantes de licuefacción (FLNG), cada una con una capacidad de 6 MTPA. El proyecto está diseñado para integrar las etapas de producción, procesamiento, transporte y exportación de GNL.
La firma del JDA representa un nuevo hito para el proyecto, ya que establece el plan de trabajo que permitirá a las partes avanzar hacia la siguiente etapa de desarrollo. En este marco, los socios llevarán adelante la Ingeniería Básica (Front-End Engineering Design – FEED) y otras actividades asociadas, incluyendo tareas de ingeniería, estructuración técnica y los principales frentes de trabajo comerciales y de financiamiento.
Horacio Marín, presidente y CEO de YPF, señaló que “este nuevo paso marca la incorporación formal de XRG al proyecto que venimos desarrollando junto con Eni. Contar con dos jugadores de clase mundial nos permite posicionar a Argentina LNG como uno de los proyectos más relevantes a nivel global. A partir de ahora, continuaremos trabajando de manera muy intensiva para alcanzar la Decisión Final de Inversión durante la segunda mitad de 2026”.
Por su parte, Guido Brusco, Chief Operating Officer de Global Natural Resources de Eni, comentó que “con la firma del Acuerdo de Desarrollo Conjunto se suma un nuevo socio – XRG – a Argentina LNG, que se perfila como una de las oportunidades más prometedoras del escenario global del gas. El proyecto avanza reflejando liderazgo tecnológico y una visión estratégica de largo plazo”.
Finalmente, Mohamed Al Aryani, presidente de International Gas de XRG, afirmó, “el potencial de Argentina LNG es significativo, y este acuerdo marca un hito importante en el desarrollo del proyecto. YPF, Eni y XRG comparten la ambición de avanzar en un proyecto de GNL de gran escala que contribuya a un suministro energético confiable y flexible para los mercados internacionales, al tiempo que genera valor de largo plazo para los socios y las comunidades locales”.
YPF, Eni y XRG anunciaron la firma del Acuerdo de Desarrollo Conjunto (Joint Development Agreement, JDA), de carácter vinculante, para el avance de Argentina LNG, el proyecto integrado de gran escala para la producción y licuefacción de gas permitirá monetizar el potencial de Vaca Muerta y consolidar la posición del país como proveedor global de GNL a largo plazo.
Argentina LNG prevé una capacidad de producción de 12 millones de toneladas anuales (MTPA) de GNL, a través de dos unidades flotantes de licuefacción (FLNG), cada una con una capacidad de 6 MTPA.
El proyecto está diseñado para integrar las etapas de producción, procesamiento, transporte y exportación de GNL. Se espera que el proyecto genere una inversión significativa, empleo y consolide una capacidad de exportación energética de largo plazo.
La firma del JDA establece el plan de trabajo que permitirá a las partes avanzar hacia la siguiente etapa de desarrollo. En este marco, los socios llevarán adelante la Ingeniería Básica (Front End Engineering Design–FEED) y otras actividades asociadas, incluyendo tareas de ingeniería, estructuración técnica y los principales frentes de trabajo comerciales y de financiamiento.
El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, señaló “este nuevo paso marca la incorporación formal de XRG al proyecto que venimos desarrollando junto con Eni. Contar con dos jugadores de clase mundial nos permite posicionar a Argentina LNG como uno de los proyectos más relevantes a nivel global. Continuaremos trabajando de manera muy intensiva para alcanzar la Decisión Final de Inversión durante la segunda mitad de 2026”.
Por su parte el Chief Operating Officer de Global Natural Resources de Eni, Guido Brusco, comentó, “con la f irma del Acuerdo de Desarrollo Conjunto se suma un nuevo socio XRG a Argentina LNG, que se perfila como una de las oportunidades más prometedoras del escenario global del gas. El proyecto avanza reflejando liderazgo tecnológico y una visión estratégica de largo plazo”.
Al respecto, Mohamed Al Aryani, presidente de International Gas de XRG, afirmó, “el potencial de Argentina LNG es significativo, y este acuerdo marca un hito importante en el desarrollo del proyecto. YPF, Eni y XRG comparten la ambición de avanzar en un proyecto de gran escala que contribuya a un suministro energético confiable y flexible para los mercados internacionales, al tiempo que genera valor de largo plazo para los socios y las comunidades locales”.
Argentina LNG es un proyecto de gas a gran escala, que integra upstream y midstream, diseñado para desarrollar los recursos de Vaca Muerta y abastecer a los mercados internacionales. Se espera que alcance exportaciones por hasta 12 millones de toneladas anuales de GNL para 2030, con la posibilidad de escalar a 18 MTPA. https://argentinalng.ypf.com/
El objetivo de YPF, Eni y XRG es trabajar intensamente durante los próximos meses para alcanzar la Decisión Final de Inversión.
YPF, junto a sus socios internacionales Eni y XRG, firmó el Acuerdo de Desarrollo Conjunto (JDA, por sus siglas en inglés) para dar curso definitivo al proyecto Argentina LNG. Este documento, de carácter vinculante, establece la hoja de ruta técnica y financiera para convertir el gas de Vaca Muerta en un producto de exportación global a través de la tecnología de licuefacción.
Argentina LNG contempla el despliegue de una infraestructura integrada que abarca desde la producción en boca de pozo (upstream) hasta el transporte y procesamiento (midstream). El core de la operación residirá en dos unidades flotantes de licuefacción (FLNG), cada una con capacidad para procesar 6 millones de toneladas anuales (MTPA).
En una primera etapa, el consorcio apunta a una producción de 12 MTPA para el año 2030, con el horizonte puesto en una expansión que podría llevar la capacidad instalada a las 18 MTPA. Esta escala posicionaría a la Argentina entre los principales jugadores del mercado global de GNL, compitiendo con exportadores de primer nivel.
La hoja de ruta de Argentina LNG
Horacio Marín, presidente y CEO de YPF, señaló, “este nuevo paso marca la incorporación formal de XRG al proyecto que venimos desarrollando junto con Eni. Contar con dos jugadores de clase mundial nos permite posicionar a Argentina LNG como uno de los proyectos más relevantes a nivel global».
«A partir de ahora -agregó-, continuaremos trabajando de manera muy intensiva para alcanzar la Decisión Final de Inversión durante la segunda mitad de 2026”.
Por su parte, Guido Brusco, Chief Operating Officer de Global Natural Resources de Eni, comentó, que “con la firma del Acuerdo de Desarrollo Conjunto se suma un nuevo socio – XRG – a Argentina LNG, que se perfila como una de las oportunidades más prometedoras del escenario global del gas. El proyecto avanza reflejando liderazgo tecnológico y una visión estratégica de largo plazo”.
Finalmente, Mohamed Al Aryani, presidente de International Gas de XRG, afirmó, “el potencial de Argentina LNG es significativo, y este acuerdo marca un hito importante en el desarrollo del proyecto».
«YPF, Eni y XRG comparten la ambición de avanzar en un proyecto de GNL de gran escala que contribuya a un suministro energético confiable y flexible para los mercados internacionales, al tiempo que genera valor de largo plazo para los socios y las comunidades locales”, completó Al Aryani.
El ingreso de XRG al consorcio
La firma del JDA también sirvió para formalizar la incorporación de XRG como socio fundador del proyecto. A partir de este momento, los socios iniciarán formalmente la etapa de Ingeniería Básica (FEED).
Este proceso incluye la estructuración técnica detallada de las plantas flotantes, el diseño de los frentes comerciales para la venta del gas y la ingeniería de financiamiento necesaria para sostener una inversión de esta magnitud.
Según confirmó la conducción de YPF, el objetivo es trabajar intensivamente durante los próximos meses para alcanzar la Decisión Final de Inversión (FID) en la segunda mitad del año. De concretarse, la Argentina consolidaría una capacidad de exportación energética de largo plazo, generando empleo genuino y una entrada de divisas fundamental para la estabilidad macroeconómica del país.
La Administración de Información Energética (EIA) pronostica un aumento en los inventarios mundiales de petróleo.
La Administración de Información Energética (EIA) de los Estados Unidos pronostica que el precio del Brentpromediará por debajo de los US$ 60 por barril durante 2026 y 2027, manteniendo la tendencia bajista, impulsada por el incremento en los inventarios mundiales de petróleo.
El Brent promedió al alza durante enero debido a interrupciones no programadas en la producción de petróleo crudo en EE.UU y Kazajistán. Sin embargo, la tendencia bajista se sostiene por aumentos esperados en la producción global, en donde la Argentina destacará por la puesta en operación esperada del oleoducto Vaca Muerta Oil Sur(VMOS) para fines de este año.
EE.UU.: precios del petróleo por debajo de los US$ 60 por barril
En su reporte energético de corto plazo (STEO) publicado este febrero, la EIA pronostica que el Brent promediará un precio de US$ 58 por barril en 2026. El precio estará ligeramente por encima de los US$ 55 por barril pronosticados en el reporte de diciembre.
Sin embargo, la tendencia bajista se mantendrá. El Brent promedió unos US$ 69 por barril en 2025. La agencia estadounidense estima que los precios promediarán a la baja todavía más, a US$ 53 por barril durante 2027.
Las disrupciones inesperadas no alteran el escenario de aumento de producción
El precio del Brent promedió US$ 67 por barril en enero, el nivel más alto desde septiembre de 2025, ya que los eventos relacionados con el clima interrumpieron el suministro mundial de petróleo crudo y las crecientes tensiones con Irán ejercieron presión al alza sobre los precios.
A pesar de eventuales disrupciones, los precios internacionales del crudo seguirán bajo presión producto de los incrementos de producción, especialmente en países que no forman parte de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP), como Guyana, Brasil y la Argentina.
La EIA evalúa que por el descalce entre una producción creciente y una demanda que apenas crecerá, los inventarios de petróleo en el mundo seguirán en aumento. El pronóstico es que el mundo acumulará inventarios por 3,1 millones de barriles por día en 2026, en comparación con una acumulación promedio de 2,7 millones de bpd en 2025.
«Evaluamos que el fuerte crecimiento de la producción mundial de petróleo seguirá superando el consumo de petróleo durante nuestro pronóstico, lo que impulsa nuestra evaluación de que los inventarios mundiales de petróleo aumentarán«, dice el reporte.
En cambio, se espera que la acumulación de inventarios disminuya ligeramente el próximo año, a un promedio de 2,7 millones de bpd en 2027.
China puede ayudar a sostener el Brent
Como la agencia estadounidense viene subrayando, las compras de China para su reserva estratégica de petróleo seguirán siendo cruciales para evitar caídas más profundas en los precios durante el 2026, aunque estas compras excepcionales disminuirían a partir de 2027.
China representó aproximadamente la mitad de los 2,3 millones de bpd de inventarios que los países no pertenecientes a la OCDE acumularon durante 2025.
La EIA estima que las compras chinas fueron destinadas a sus reservas estratégicas de petróleo. Estos barriles no estarían comercialmente disponibles, por lo cual configuran una demanda excepcional que ayuda a sostener los precios internacionales.
«Suponemos que China continuará acumulando reservas estratégicas a un ritmo prácticamente igual de aproximadamente 1 millón de bpd en 2026, antes de reducirlas en 2027″, dice la agencia.
La OPEP+ mantendrá una producción estable
El esquema que agrupa a la OPEP y aliados, OPEP+, reafirmó a comienzos de febrero sus planes de mantener la producción estable en el primer trimestre de 2026. La EIA estima que la OPEP+ no aumentará la producción en 2027.
«A pesar de que no hay planes de anunciar objetivos para 2027 hasta el cuatro trimestre de 2026, no esperamos que la OPEP+ aumente la producción el próximo año, dada nuestra expectativa de una gran acumulación de inventarios durante el período de pronóstico», evaluó la EIA.
La incorporación de almacenamiento en la nueva subasta de largo plazo trasladó la discusión desde la tecnología hacia la estructura de ingresos. El sistema necesitará baterías para cubrir la franja nocturna y sostener la confiabilidad ante mayor penetración solar, pero la pregunta es si el diseño actual permite financiar esa inversión bajo esquemas de Project Finance.
El experto en regulación Manuel Gómez Fajardo consideró que el debate no es sobre la necesidad técnica del almacenamiento, sino sobre su sostenibilidad económica: «El punto crítico aparece cuando se analizan los ingresos esperados frente al CAPEX que implica instalar baterías de respaldo».
Los productos 1 y 3 exigen entrega en bloques horarios que, en la práctica, obligan a hibridar con sistemas de almacenamiento. Sin embargo, el contrato adjudicado remunera energía entregada, no potencia disponible, por lo que esa diferencia altera la estructura financiera del proyecto.
“¿Se cubre únicamente con ese ingreso del PPA? Yo creo que no”, advirtió Gómez Fajardo en diálogo con Energía Estratégica.
El esquema actual depende principalmente de pagos por MWh, mientras que el almacenamiento requiere reconocimiento por capacidad firme o disponibilidad para cerrar la ecuación financiera.
Bajo la metodología vigente del cargo por confiabilidad, la ENFIC reconoce generación firme. Las baterías, al no producir energía por sí mismas, quedan parcialmente fuera de ese esquema.
“Esa ENFIC, como está estructurada a la fecha, depende de la generación, y el almacenamiento por sí solo no aporta generación”, explicó el especialista, aludiendo a que esa limitación regulatoria reduce la previsibilidad de ingresos y eleva el riesgo para financiadores.
La experiencia internacional muestra que el arbitraje de precios —comprar en horas valle y vender en horas pico— resulta complementario, pero insuficiente para respaldar inversiones de largo plazo. Por ejemplo, en Chile, el desarrollo de almacenamiento se aceleró cuando se introdujo remuneración explícita por potencia en bloques horarios definidos, permitiendo estructurar ingresos más estables, a tal punto que hoy en día, los sistemas BESS se convirtieron en una pieza clave para enfrentar las restricciones del sistema.
28 proyectos en operación (1,6 GW – 4,1 hrs de duración promedio).
6 proyectos en pruebas (0,7 GW – 3,6 hrs de duración promedio).
68 proyectos en construcción (6,8 GW – 4,4 hrs de duración promedio).
14 GW de almacenamiento con calificación ambiental favorable
13 GW de almacenamiento que actualmente están en calificación ambiental.
Mientras que en Colombia, el concepto de revenue stacking —acumulación de ingresos por energía, potencia y servicios complementarios sin doble pago— aún requiere consolidación normativa. Sin ese esquema integral, la señal económica no alcanza para atraer capital conservador.
El especialista fue claro respecto al alcance de la subasta: “La subasta por sí sola no va a solucionar el problema. En un mercado donde ya existen PPAs bilaterales de 12 a 15 años, cualquier diseño menos competitivo puede quedar sin participación suficiente».
Además, distinguió dos modelos distintos. El primero, cuando el almacenamiento opera como activo competitivo hibridado con solar, depende de señales de mercado reforzadas por regulación adecuada; en cambio, si actúa como activo de red —con ingreso regulado y carácter de monopolio natural— requiere convocatorias específicas financiadas vía tarifa.
Como consecuencia, su exigencia en una subasta no equivale a hacerlo financiable, ya que bajo la mirada del especialista, sin reconocimiento explícito de potencia o disponibilidad, el riesgo es que los productos que lo incluyen enfrenten baja adjudicación en un mecanismo voluntario donde el mercado define la conveniencia económica.
España anunció la aprobación del Reglamento General de Suministro, Comercialización y Agregación de Energía Eléctrica, a través del cual se regula por primera vez la figura del agregador independiente.
De acuerdo al Real Decreto, los agregadores independientes podrán combinar múltiples consumos, generación o almacenamiento de electricidad para su participación en los mercados eléctricos, especialmente en los de balance, prestando servicios de respuesta de la demanda.
“Se regula la figura del agregador independiente, que prestará servicios de gestión de la demanda al sistema eléctrico y además permitirá con ello rebajar las facturas de los consumidores”, afirma el MITECO en el comunicado oficial.
Este nuevo marco normativo permite a los consumidores contratar libremente los servicios de un agregador, sin necesidad de renunciar a su contrato de suministro con una comercializadora. Esto significa que podrán optimizar su consumo, monetizar su flexibilidad y participar activamente en los mercados eléctricos.
Además, el reglamento reconoce al agregador como un nuevo sujeto con derechos y obligaciones equivalentes a los de las comercializadoras, incluyendo requerimientos de garantías y de adhesión a códigos de conducta para garantizar la protección de los datos.
La medida, adoptada por el Consejo de Ministros a propuesta del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (MITECO), responde a un mandato de la Directiva (UE) 2019/944 y busca incorporar nuevos recursos de flexibilidad al sistema eléctrico, en un contexto de creciente participación renovable.
Desde el MITECO se destaca que “su despliegue resulta imperativo para dotar al sistema de nuevos recursos flexibles”, especialmente ante la creciente integración de generación renovable y el cierre progresivo de tecnologías convencionales, que hasta ahora han sido responsables de mantener el equilibrio permanente entre oferta y demanda.
La aprobación de este reglamento llega en un momento en que el sector energético español discute activamente el modelo de flexibilidad que requiere la red. “Aquí discutimos sobre el rol del agregador independiente para desbloquear todo el potencial de la flexibilidad en España y los cambios regulatorios necesarios para llegar a lo que ya sucede en países como Francia, Bélgica o Portugal”, señalan voces técnicas del sector.
En ese marco, se recuerda que la transición hacia un sistema eléctrico más dinámico y descentralizado exige la colaboración entre todos los actores: distribuidores, agregadores, consumidores e industria. “Solo así podremos aprovechar la capacidad real de nuestras redes”, advierten desde el entorno técnico.
El reglamento establece un cronograma claro para su implementación. Red Eléctrica, como Operador del Sistema, tendrá dos meses para diseñar el procedimiento de operación del modelo de agregación. Por su parte, la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) contará con tres meses para adaptar los sistemas de intercambio de información que permitan la participación efectiva de los agregadores en los mercados. Una vez cumplidas estas etapas, el MITECO publicará, vía orden ministerial, el modelo de agregación centralizado que incluirá mecanismos de corrección y compensación en las liquidaciones entre agregadores y comercializadoras.
La subasta, prevista inicialmente para 2023, continúa en suspenso mientras Bruselas analiza el diseño propuesto por el Gobierno y el sector renovable espera la primera subasta para 2027 o 2028. Por lo que esta demora refleja los desafíos regulatorios que aún enfrenta el país en la implementación de mecanismos avanzados de mercado, como también lo será el despliegue efectivo del agregador independiente en coordinación con otros instrumentos de flexibilidad.
Además, el reglamento habilita a los consumidores a disponer de dos potencias contratadas durante un mismo ejercicio, con cambios aplicables por trimestres, meses, días u horas, y permite que un consumidor pueda contratar simultáneamente con varios comercializadores o acudir directamente al mercado mayorista; disposiciones pensadas para brindar herramientas que permitan reducir los costes del suministro eléctrico y aumentar la competitividad del tejido productivo.
Para el sector renovable, la medida supone una palanca para acelerar su integración operativa en el sistema. La posibilidad de activar demanda de forma agregada y bajo control digital amplía el rango de herramientas disponibles para absorber generación variable sin necesidad de sobredimensionar infraestructuras.
“Los consumidores podrán contratar con varios comercializadores a la vez y directamente con productores de energía”, destaca el reglamento. Una afirmación que, en términos prácticos, abre un nuevo paradigma de mercado, pero cuya materialización dependerá de la claridad técnica, interoperabilidad de plataformas y disposición de todos los agentes a integrarse en el nuevo modelo.
Con esta norma, se da un paso hacia una mayor descentralización y digitalización del sistema eléctrico, aunque su impacto final dependerá de la implementación operativa y de la capacidad del ecosistema eléctrico español para asumir el cambio con rapidez y sin fricciones regulatorias.
“Lo novedoso de estos esquemas es que permiten redefinir la relación entre la CFE y los inversionistas privados, pasando de una lógica de competencia a una lógica de colaboración”, señaló Arturo Carranza, director de Proyectos de Energía en Akza Advisors en diálogo con EnergíaEstratégica.
A su juicio, el hecho de compartir la toma de decisiones con un actor clave del sistema eléctrico genera condiciones más favorables para viabilizar proyectos en el corto plazo.
Esta figura toma especial relevancia si se considera que, según la Secretaría de Energía (SENER), la demanda eléctrica en México crecerá entre 3% y 5% anual durante la próxima década, con zonas como el sureste del país proyectando un crecimiento aún mayor. Frente a ese escenario, Carranza subraya que “el gobierno debe de sumar a los privados en el desarrollo y la construcción de infraestructura eléctrica”.
La atracción de capital financiero es otro de los elementos que convierten a los contratos mixtos en una herramienta de alto potencial.
“Actualmente se observa un interés de la banca y de los fondos por los proyectos energéticos en México”, afirmó el consultor.
No obstante, advirtió que la viabilidad financiera dependerá del cumplimiento normativo: “Al momento de materializar este interés, y de aterrizar el financiamiento, los elementos más importantes tienen que ver con los permisos de generación y los contratos de interconexión de los proyectos”.
Desde su visión, el corazón de estos esquemas está en la coordinación: “Si la CFE y los privados pueden asociarse para conseguir el visto bueno alrededor de estos y otros requisitos, los esquemas para el desarrollo mixto serán lo suficientemente bancables”. Esa lógica permitiría alinear intereses para conseguir la aprobación necesaria de las autoridades y garantizar la ejecución de los proyectos.
Cabe recordar que el marco normativo define tres mecanismos de adjudicación para estos proyectos: licitación pública, invitación restringida y adjudicación directa, cada uno con procedimientos técnicos y financieros específicos. En este modelo, los inversionistas privados podrán integrarse en proyectos compartiendo costos, riesgos e inversiones, siempre que se garantice una rentabilidad financiera sostenible y se cumplan criterios de confiabilidad, seguridad, accesibilidad y sostenibilidad del Sistema Eléctrico Nacional.
Para cada iniciativa, se establecerá un Grupo de Desarrollo Mixto (GDM), compuesto por representantes de la CFE, la Secretaría de Energía (SENER) y la Secretaría de Hacienda, que evaluará la viabilidad técnica, operativa, financiera y socioambiental de los proyectos.
El documento oficial establece que “los contratos deberán contemplar cláusulas sobre estructura legal, financiamiento, derechos y obligaciones, mecanismos de gobernanza y resolución de controversias”, lo cual busca ofrecer garantías para ambas partes.
El marco normativo de la CFE establece que la licitación pública será el mecanismo general de selección, aunque deja abierta la posibilidad de adjudicaciones directas dependiendo del tipo de proyecto y su urgencia.
“Determinar qué mecanismo de selección de inversionistas se empleará dependerá de los requerimientos de capacidad, los requerimientos tecnológicos y las necesidades de almacenamiento de cada uno de los polos de desarrollo”, apuntó el especialista.
«Se prevé que el éxito de los esquemas para el desarrollo mixto esté relacionado con la confianza que la CFE pueda transmitirles a los interesados. Será muy pertinente que la CFE explique con claridad cuáles son sus expectativas con respecto a la participación de los privados en estos esquemas y qué ofrece como contraparte”, agregó.
En este marco, los contratos mixtos fueron pensados como una respuesta a los desafíos de expansión y modernización del sistema eléctrico nacional, integrando tecnologías tanto convencionales como renovables.
“Todas las tecnologías, ya sean convencionales o renovables, tienen cabida en este esfuerzo en función de los desafíos futuros”, sostuvo el ejecutivo de Akza Advisors, aunque advirtió que para movilizar capital privado significativo hacia renovables no bastan los lineamientos. Se necesita certidumbre regulatoria y coordinación entre instituciones.
“Las autoridades deben de generar las condiciones suficientes para brindar confianza y certeza a los privados que están interesados en invertir en proyectos renovables”, sostuvo. Y aclaró que este trabajo debe involucrar también a la Comisión Nacional de Energía y la Secretaría de Energía.
La magnitud de la oportunidad es clara: “El gobierno ha anunciado que el 54% de los 5.6 billones de dólares que se esperan impulsar en proyectos de infraestructura durante los siguientes años tienen que ver con el sector energético”.
De ahí que la coordinación interinstitucional será clave para que los contratos mixtos no queden solo en papel, sino que se conviertan en motores reales de desarrollo eléctrico y sostenibilidad.
ACCIONA Energía firmó un contrato con CATL, el mayor fabricante de baterías para sistemas de almacenamiento de energía, para el suministro de 1GWh de capacidad que la compañía instalará en el parque fotovoltaico Malgarida (238MWp), ubicado en el desierto de Atacama.
“A través de este importante proyecto, uno de los más grandes de América Latina, ACCIONA Energía continuará desplegando soluciones de energías limpias y flexibles a precios competitivos, contribuyendo a reducir el uso de combustibles fósiles y reafirmando nuestro compromiso con la transición energética y la inversión de largo plazo en Chile”, afirmó JaimeToledo, director general de ACCIONA Energía para Sudamérica.
Por su parte, Sabrina Xia, Head de CATL Chile, señaló que “las baterías Tener Stack que proveeremos a ACCIONA Energía son de última generación y serán las primeras de este tipo que se instalarán en América Latina».
«Su mayor ventaja es que reducen en 30% el costo de construcción porque requieren menor espacio y equipos para su instalación”, añadió.
El proyecto de almacenamiento de energía en baterías (BESS) ha sido recientemente declarado en construcción por parte de la Comisión Nacional de Energía, y su puesta en marcha está prevista a principios de 2027.
La batería tendrá 1GWh de capacidad de almacenamiento, lo que permitirá almacenar, gestionar y despachar la energía fotovoltaica producida en Malgarida en el horario nocturno a precios competitivos reduciendo el uso de los combustibles fósiles y las emisiones de CO₂ asociadas.
Con la batería de Malgarida, ACCIONA Energía contribuirá a optimizar la gestión de la energía renovable en Chile, donde cuenta con una capacidad instalada total de 922MW repartida en tres parques eólicos –Punta Palmeras (45MW), San Gabriel (183MW) y Tolpán Sur (84MW)– y cinco plantas fotovoltaicas: El Romero (246MWp), Usya (64MWp), Almeyda (62MWp) y Malgarida (238MWp).
La compañía también está desarrollando una cartera de tres proyectos de almacenamiento de energía en baterías por un total de 1,5GWh, vinculados a sus plantas fotovoltaicas en Chile.
Y los sistemas BESS a escala utility desempeñan un papel fundamental en el pipeline para facilitar la integración de las energías renovables, permitiendo el suministro de energía limpia durante los picos de demanda y fortaleciendo la seguridad del suministro eléctrico nacional.
Zelestra, compañía global de energías renovables y multitecnología, ha acordado un bono sindicado de 130 millones de euros con Santander, respaldado por ICO (Instituto de Crédito Oficial) y Cesce (Compañía Española de Seguros de Crédito a la Exportación).
La facilidad sindicada de bonos y acciones por 130 millones de euros respaldará hasta 500 MW de proyectos internacionales contratados en Italia, Alemania y Estados Unidos (alineados con el Marco de Financiación Verde de Zelestra) cuya construcción comenzará en 2026 y 2027.
La compañía está desarrollando nueva capacidad de almacenamiento de energía eólica, solar y de baterías; y además de diversificar las operaciones de financiación de Zelestra, la instalación refuerza la confianza del sector financiero en su estrategia global.
Xavier Puig, director financiero de Zelestra, afirmó: «A medida que continuamos logrando un crecimiento sustancial a nivel mundial gracias a la estrategia centrada en el cliente de Zelestra, nos complace contar con el respaldo de importantes entidades crediticias y agencias de crédito internacionales. Esta línea de crédito impulsará nuestro crecimiento y nuestra capacidad para ejecutar importantes proyectos de energía limpia para nuestros clientes y comunidades en nuestros mercados globales».
Cesce, como Agencia Española de Crédito a la Exportación (ACE), gestiona por cuenta del Estado los seguros de crédito e inversión, supervisando los riesgos políticos, comerciales y extraordinarios asociados a la internacionalización de las empresas españolas.
La industria de las energías renovables alimenta la expectativa inmediata de que el Poder Ejecutivo incorpore al temario de sesiones extraordinarias el proyecto de ley que extiende por 20 años los principales alcances de la Ley 27.191 que estableció el régimen de fomento del sector, o bien que la discusión retome el trámite parlamentario en el período ordinario que inicia el 1 de marzo.
Tras la caducidad el pasado 31 de diciembre y el fallido intento por incluir una prórroga de la estabilidad fiscal en el Presupuesto 2026, el sector entró en una nueva etapa de definiciones legislativas para lograr la continuidad del régimen de fomento vigente la última década. El régimen presente hasta el 31 de diciembre, se asegura, fue el que permitió inversiones por más de US$7.000 millones y la instalación de nueva capacidad de generación por 6,5 Gw.
La industria de energías renovables busca restablecer el paraguas normativo que atravesó cuatro gestiones distintas de gobierno. En diciembre, durante las negociaciones presupuestarias, se intentó una «vía corta» que consistía en un artículo único que extendiera 30 años la seguridad jurídica ante la inminente caída de la ley original.
Sin embargo, ese capítulo fue retirado por el oficialismo del texto final como parte de las negociaciones, lo que incluyó puntos como la resolución de las deuda de las distribuidoras eléctricas con Cammesa o la modificación del régimen de zona fría, entre otros.
Al no lograrse esa transición administrativa que diera un plazo más amplio para discutir un nuevo marco normativo, desde el sector se explica que los nuevos proyectos que no alcanzan el umbral de los u$s200 millones para calificar en el RIGI se encuentran, formalmente, sin un marco de promoción específico que garantice estabilidad ante posibles cambios tributarios. Es algo esencial en que los desarrolladores insisten por tratarse de inversiones de décadas de operación comercial.
Puntos clave del proyecto de Energías Renovables
En este contexto, la Cámara de Generadores y Cadena de Valor de Energías Renovables (CEA) monitorea de cerca los movimientos en el Congreso. La mirada está puesta en el proyecto de ley modificatorio presentado en agosto de 2025 por el entonces diputado Martín Maquieyra. Aquella iniciativa, que contaba con el aval técnico de la Secretaría de Energía, proponía extender los beneficios hasta 2045, adaptando el esquema a la modernización del mercado eléctrico y garantizando que las reglas de juego se mantengan inalteradas por 20 años.
Pese a que el proyecto original conserva estado parlamentario, el recambio legislativo de diciembre provocó la caída del dictamen de comisión que ya se había logrado tras meses de debate. Esto implica que, de no mediar un tratamiento por «vía rápida» en extraordinarias, el texto deberá volver a discutirse en la Comisión de Energía una vez que se conformen sus nuevas autoridades en marzo. Para el sector, este paso también es clave para consolidar la confianza de los organismos de financiamiento internacionales que fondean muchos de los proyectos.
Desde la CEA subrayan que se encuentran «preocupados y ocupados», pero aclaran que el objetivo es evitar la discrecionalidad impositiva. “Proyectos de infraestructura energética, con vidas útiles que superan los 25 años, requieren una certeza que trascienda los mandatos presidenciales. La mayor preocupación no es la falta de incentivos directos, sino la posibilidad de que surjan gravámenes provinciales o municipales que alteren la ecuación económica de los parques”, señalaron.
Fuentes vinculadas a la labor legislativa explicaron que el Gobierno tiene intenciones de avanzar, pero la agenda parlamentaria hoy se encuentra saturada por temas de alto impacto político como la reforma laboral, el acuerdo Mercosur-UE o la Ley de Glaciares. No obstante, existe la posibilidad de que el Ejecutivo emita un decreto para sumar el proyecto de renovables al temario de extraordinarias aunque los tiempos entraron en cuenta regresiva al 27 de febrero, lo evitaría esperar la conformación de las comisiones ordinarias.
El proyecto en cuestión presentado por una veintena de legisladores que incluía también a los diputados Lorena Villaverde y Cristian Ritondo introduce cambios profundos en la operatoria del mercado. Uno de los puntos más destacados es la eliminación de la intermediación de Cammesa en la compra de energía para grandes usuarios. Esta medida busca desregular el segmento, permitiendo contratos directos entre privados y eliminando precios máximos.
Se trata de una transición hacia un modelo de mercado más abierto, sin la tutela del Estado en la fijación de precios. Pero sobre todo abre un nuevo universo de clientes para el segmento generador que ante la retirada en los hechos de las compras públicas de energía a través de programas como el Renovar, encuentra la posibilidad de ampliar su base a través de las empresas distribuidoras de energía eléctrica. En la actualidad, se asegura que el Mercado a Término de Energías Renovables (Mater), está encontrando su techo.
Por qué el sector busca extender el blindaje tributario y jurídico
El aspecto central que la normativa busca blindar es el artículo 17 de la vieja ley, que establece que la utilización de fuentes renovables no estará alcanzada por ningún tipo de tributo específico, canon o regalía. Para las empresas, esta es la «columna vertebral» de la norma. Argumentan que la estabilidad fiscal no representa un costo para las arcas públicas, ya que se trata de gravámenes que nunca existieron para el sector, sino que funciona como un seguro contra la inseguridad jurídica que suele afectar a los hundimientos de capital de largo plazo.
Incluso con este debate pendiente, la actividad en el terreno continúa. “Los proyectos siguen su curso administrativo, aunque bajo la lupa de los departamentos legales que analizan el impacto de la actual falta de cobertura”, indicaron las fuentes. La industria insiste en que una ley aprobada bajo una gestión, continuada por otras dos y ahora perfeccionada por una cuarta, es la mejor señal de institucionalidad que la Argentina puede dar a los inversores que miran la infraestructura.
Además de la estabilidad, el nuevo texto busca fomentar la medición inteligente y la gestión de la demanda. Se trata de una actualización necesaria para un sistema que ya cuenta con un 19% de participación renovable en la demanda total. El desafío, coinciden las fuentes, ya no es solo generar energía limpia, sino integrarla a una red de transporteque hoy opera al límite y que requiere de este marco legal para proyectar nuevas obras de ampliación.
La viabilidad económica de los proyectos medianos, que son los que dinamizan las economías regionales y el empleo local, depende de esto, aseguran. Al no poder acceder al RIGI por el monto de inversión, la prórroga de los alcances de la Ley 27.191 se vuelve el único camino para mantener la competitividad. “Un banco que financia un parque eólico mira con lupa la vigencia de estas normas para determinar las tasas de interés; a mayor incertidumbre, mayor es el costo del capital”, reseñaron.
El Gobierno, a través de sus negociadores en el Congreso, recibió el pedido formal del sector. Si bien no es la prioridad del oficialismo en comparación con las reformas estructurales del Estado, se reconoce que existe un consenso técnico sobre su importancia. El desenlace en las próximas semanas determinará si la industrias de las renovables logra empalmar el éxito del esquema anterior con una nueva etapa de expansión marcada por un paraguas de seguridad jurídica hasta 2045.
Llegó Future Energy Summit (FES) Iberia Renewables & Storage, el encuentro que se posiciona como la cita clave del sector energético en España y que con más de 50 speakers confirmados combina debates de alto nivel técnico con discusiones políticas estratégicas para acelerar la transición energética.
La jornada se transmite en vivo a través del canal oficial de YouTube de FES, ampliando el alcance a ejecutivos, funcionarios y especialistas de toda la región ibérica y Latinoamérica, con cobertura en tiempo real, entrevistas exclusivas y networking estratégico.
La apertura institucional estará a cargo de referentes del Gobierno nacional y regional, entre ellos Carmen López Ocón, directora de Energías Renovables y Mercado Eléctrico del Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE), y Fátima García Señán, subdirectora general de Almacenamiento y Flexibilidad del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (MiTEco) (MITECO).
Mientras que la representación institucional de las Comunidades Autónomas será una de las más amplias hasta ahora en un evento de este tipo. Confirmaron su participación Manuel Larrasa Rodríguez (Junta de Andalucía), Alberto Hernández Suárez (Gobierno de Canarias) y Alfonso Arroyo González (Junta de Castilla y León).
El encuentro también convoca a líderes del sector privado para debatir cómo acelerar la integración de energías variables, fortalecer la flexibilidad del sistema eléctrico y consolidar nuevos modelos de negocio.
Entre las compañías protagonistas se encuentran Iberdrola Renovables, EDP Renewables, Acciona Energía, Galp, Enagás, Redeia, Lightsource bp, Grupo Elecnor, Recurrent Energy, GameChange Solar, SMA Ibérica, Sonnedix, Ignis Energía, Lantania, NextEnergy Capital, Yingli Solar, Greenyellow y Verbund Green Power Iberia, junto a una amplia red de desarrolladores, tecnológicas y fondos de inversión que están impulsando la nueva etapa del mercado.
Entre ellos se destacan Julio Castro, CEO de Iberdrola Renovables, Rocío Sicre, directora general de EDP Renewables España, Rafael Esteban, Global Chief Business Development Officer de Acciona Energía, Miguel Sánchez Praena, CEO de Altano Energy yFernando Cremades, Global Head of Growth de Galp.
Asimismo, participarán representantes de empresas como Enagás, Templus, Lightsource bp, Wattkraft, Grupo Elecnor, Recurrent Energy,GameChange Solar, Chemik Group, Soletrax, SMA Ibérica, Sonnedix,Ignis Energía, Lantania, NextENergy Capital, Redeia,Yingli Solar, Factiun, Schletter, Greenyellow, Capture Energy y Verbund Green Power Iberia.
También dirán presente firmas como Plug & Play Energy, BLC Power Generation,AsturmadiReenergy, Gonvarri Solar Steel, Meteo Control, Flexgen y Riello Solartech, consolidando una agenda empresarial diversa y altamente especializada.
El protagonismo del almacenamiento en FES Iberia coincide con un contexto nacional de fuerte aceleración. En solo tres semanas, España tramitó más de 570 MW de almacenamiento BESS para hibridación con renovables, sumado a que en la última convocatoria del FEDER para almacenamiento, se adjudicaron más de 9.4 GWh distribuidos entre 126 proyectos.
Es por ello que el storage ocupa un lugar central en el debate de FES Iberia con empresas como Huawei Digital Power, Zelestra, Jinko ESS, Tera Batteries y Master Battery, que analizarán analizan el papel estratégico de los sistemas BESS en un contexto donde España acelera la tramitación de proyectos hibridados y redefine su mapa de capacidad flexible.
El debate ya comenzó —y puede seguirse en directo— en una jornada que con cobertura en tiempo real, entrevistas exclusivas y espacios de networking estratégico, la cual busca sentar las bases del próximo capítulo del almacenamiento y las energías renovables en España, a la vez de construir consensos técnicos e identificar oportunidades de colaboración.
La distribuidora Metrogas obtuvo el Premio Nacional a la Calidad 2025 en la categoría Gestión Integral de Empresas Grandes. Este reconocimiento es el más importante del país para organizaciones, tanto públicas como privadas, que alcanzan niveles de excelencia en sus procesos y resultados.
La compañía, principal empresa de distribución de gas natural por redes que presta servicio a 2,4 millones de clientesen la Ciudad de Buenos Aires y 11 partidos del sur/sudoeste del conurbano, resultó ganadora en la categoría destinada al sector privado. Esta tradicional distinción es instituida por el Congreso Nacional mediante la Ley 24.127 y que administra la Fundación Premio Nacional a la Calidad.
El premio es la máxima distinción otorgada a instituciones que implementan modelos de gestión para mejorar la calidad de sus productos, servicios y procesos, siempre con un enfoque hacia la mejora continua y la sostenibilidad.
Al respecto, el presidente de MetroGAS, Andrés Scarone, expresó que «la obtención de este reconocimiento ratifica la decisión estratégica de una compañía líder que logró implementar proyectos innovadores y mejorar su eficiencia operativa en los últimos años«.
El proceso de transformación
La obtención de este galardón fue presentado por la compañía como resultado de un plan de transformación iniciado hace un lustro. Según sostuvo el CEO de la firma, Sebastián Mazzucchelli, desde hace cinco años «la organización se planteó el objetivo estratégico de convertirse en una empresa más moderna, ágil y rentable».
Como parte de este despliegue, la compañía implementó en 2021 el modelo «Camino a la Excelencia», lo que permitió fortalecer capacidades, desarrollar competencias clave y afianzar prácticas de gestión, explicó el directivo tras conocerse el reconocimiento.
Durante los años 2022, 2023 y 2024, Metrogas obtuvo tres Certificaciones Oro en «Mejores Prácticas de Gestión Integral» tras superar los puntajes requeridos en las calificaciones internas. El director ejecutivo de la Fundación Premio Nacional a la Calidad, Jorge Ferreiro, resaltó la madurez de la gestión de la distribuidora y destacó el compromiso y liderazgo de sus colaboradores para alcanzar este hito.
El proceso de evaluación para este premio contempla aspectos críticos como el liderazgo, la relación con clientes y mercados, la innovación, la gestión de personas, los recursos y la responsabilidad social. «Al estar alineado con los estándares internacionales, el galardón potencia la competitividad global de la empresa y destaca su nivel de madurez operativa», se destacó.
Metrogas, constituida 1992 a partir del proceso de privatización del servicio, es actualmente una de las prestadoras de servicios públicos más importantes de la Argentina y la tercera distribuidora del continente sudamericano por cantidad de clientes. Su red de distribución abarca una superficie de 2.150 kilómetros cuadrados.
Vista es el principal productor independiente de petróleo en la Argentina.
Vista Energy, la compañía liderada por Miguel Galuccio registró un incremento interanual del 59% en su producción total de hidrocarburos durante el cuarto trimestre de 2025. Tras la adquisición de activos de Equinor en Vaca Muerta, la firma fortalece su presencia en áreas clave de la formación.
Vista, el principal productor independiente de petróleo en la Argentina, presentó este miércoles a los mercados sus resultados operativos al 31 de diciembre de 2025. El informe refleja que sus reservas probadas y estimadas de petróleo y gas alcanzaron los 588 millones de barriles de petróleo equivalente (MMboe), lo que representa un salto del 57% respecto al año anterior.
Este crecimiento en las reservas se explica, en parte, por la incorporación de activos de Petronas en abril pasado, sumando 255.1 MMboe. El índice de reemplazo de reservas se ubicó en un 605%, mientras que, al excluir las adquisiciones, dicho indicador se mantuvo en un sólido 260%.
Vista con cifras operativas al alza
Durante el cuarto trimestre de 2025, la empresa alcanzó una producción diaria promedio de 135.414 barriles de petróleo equivalente, cifra que marca un ascenso del 59% en la comparación interanual y de 7% frente al trimestre previo. En cuanto al crudo, la producción alcanzó los 118.285 barriles diarios entre octubre y diciembre.
Los resultados responden a una estrategia de inversión intensiva en pozos nuevos y a la alta productividad de la cuenca. Según detalló la firma en su comunicación a los mercados de Buenos Aires, México y Nueva York, se conectaron 40 pozos nuevos durante la segunda mitad del año.
Vista Energy, la empresa que preside Miguel Galuccio, avanza en Vaca Muerta con la adquisición de nuevos activos.
En paralelo a sus resultados operativos, Vista viene de cerrar semanas atrás la adquisición de las participaciones que la noruega Equinor poseía en Vaca Muerta. La operación demandó una inversión neta de US$ 712 millones y permite a la compañía incorporar un 25,1% en el bloque Bandurria Sur y un 35% en Bajo del Toro.
Con este acuerdo, la empresa que preside Galuccio proyecta superar una producción de 150.000 boe/d. Estas inversiones se suman a los más de US$ 6.500 millones que la firma ya destinó al desarrollo de la formación no convencional.
Para la compañía, esta adquisición fortalece su posición en la cuenca al incorporar activos de «primer nivel» que aportan tanto producción básica como un inventario de pozos listos para perforar. Asimismo, se destacó la relación estratégica con YPF, socio y operador en ambas áreas, con quien buscan profundizar la eficiencia y competitividad en el desarrollo del shale.
Los desembolsos se realicen de manera parcial durante los próximos seis meses.
GeoPark Argentina S.A. obtuvo una facilidad de financiamiento por aproximadamente US$ 50 millones otorgada por Banco Galicia destinada a financiar capital de crecimiento y necesidades temporales de capital de trabajo asociadas al desarrollo de sus activos no convencionales en Vaca Muerta.
El financiamiento contempla vencimientos de hasta 24 meses desde cada desembolso. Se prevé que los desembolsos se realicen de manera parcial durante los próximos seis meses, en función del avance del plan de inversiones de la compañía.
“Con esta facilidad y la caja existente, GeoPark Argentina cubre sustancialmente sus necesidades de capital previstas para 2026”, aseguró Geopark a través de un comunicado. Luego agregó que “esta operación refleja la confianza de Banco Galicia en la solidez operativa, la disciplina financiera y la estrategia de crecimiento de GeoPark en el país, y refuerza la relación entre ambas instituciones.
GeoPark Argentina S.A. es una subsidiaria de GeoPark Limited (NYSE: GPRK), una de las principales compañías independientes de exploración, producción y comercialización de petróleo y gas en América Latina, con más de 20 años de trayectoria.
El Ministerio de Hidrocarburos de Chubut le reclamó a YPF “definiciones claras y concretas” respecto del proceso de venta del área Manantiales Behr, en un contexto en el que la salida de la operadora ya está teniendo impacto en los niveles de actividad, indicó la Gobernación.
Desde la cartera provincial señalaron que este proceso viene acompañado de una baja en la actividad, por lo que resulta urgente contar con certezas y acelerar las decisiones necesarias para recuperar e incrementar los niveles de inversión. El área es productora de hidrocarburos y también de energía eólica.
“Esta situación se vuelve aún más sensible si se tiene en cuenta que la Provincia ha venido gestionando y promoviendo medidas de estímulo para acompañar y fortalecer a toda la industria hidrocarburífera”, se comunicó, en alusión a la reciente decisión del ministerio de Economía nacional (en noviembre último) de modificar a la baja el esquema de retenciones a las exportaciones de crudo producido en Cuencas Convencionales maduras.
En ese marco, se remarcó que “hoy nadie puede darse el lujo de perder actividad ni puestos de trabajo, y que la Provincia ejercerá todas sus facultades como autoridad concedente para defender el empleo y el desarrollo de la Cuenca”.
En ese sentido, se recordó que “YPF continúa siendo concesionaria del área y mantiene plenamente sus obligaciones, por lo que debe cumplir con la ejecución de las inversiones y los trabajos comprometidos, aun cuando exista un proceso de venta respecto del cual, a la fecha, no hay definiciones concretas”.
El Gobierno del Chubut enviará, en la primera sesión del período ordinario de la Legislatura, un proyecto de ley para garantizar que los beneficios derivados de la eliminación de los derechos de exportación al petróleo convencional se traduzcan en más inversiones y mayor actividad en la provincia.
La iniciativa tiene como objetivo asegurar que los recursos adicionales que reciben las empresas, a partir de las medidas de alivio fiscal recientemente implementadas, sean reinvertidos en los yacimientos chubutenses. De esta manera, se busca sostener los niveles de producción y empleo, y fortalecer la actividad hidrocarburífera en la Cuenca del Golfo San Jorge.
“Resulta fundamental contar con una ley que permita controlar y garantizar el cumplimiento de los compromisos de inversión asumidos por las operadoras”. “Las medidas de alivio tienen que verse reflejadas en más actividad y más trabajo para Chubut”, señalaron desde el Ejecutivo provincial.
La distribuidora de gas por redes domiciliarias MetroGAS obtuvo el Premio Nacional a la Calidad 2025 en la categoría Gestión Integral de Empresas Grandes, el reconocimiento más importante del país para organizaciones privadas y públicas que alcanzan niveles de excelencia en sus procesos y en sus resultados.
Este galardón que administra la Fundación Premio Nacional a la Calidad es la máxima distinción que se otorga a empresas e instituciones públicas que implementan modelos de gestión para mejorar la calidad de sus productos, servicios y procesos, con un enfoque a la mejora continua y la sostenibilidad.
El presidente de MetroGAS, Andrés Scarone, expresó que el reconocimiento obtenido “ratifica la decisión estratégica de una compañía que es líder en la industria del gas y que en los últimos años logró implementar proyectos innovadores y mejorar la eficiencia operativa”.
Constituida en 1992, MetroGAS es una de las empresas prestadoras de servicios públicos más importantes del país, líder en el sector de distribución de gas natural. Por la cantidad de Clientes que posee -2.250.000 aproximadamente- es la tercera distribuidora del continente sudamericano.
Su área de operaciones abarca una superficie de 2.150 km2, comprende las redes de distribución de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires y de los siguientes partidos del Gran Buenos Aires: Avellaneda, Lanús, Lomas de Zamora, Quilmes, Berazategui, Almirante Brown, Florencio Varela, Esteban Echeverría, Ezeiza, Presidente Perón y San Vicente.
El premio potencia la competitividad global y destaca el nivel de madurez en la gestión de las empresas, alineado con los más exigentes estándares internacionales. Fue instituido por el Congreso Nacional mediante la Ley 24.127 y se divide en dos vertientes: una para el sector público y otra para el sector privado, en la que resultó premiada MetroGAS.
Sebastián Mazzucchelli, CEO de la Compañía, sostuvo que “es un día de gran orgullo para los que hacemos MetroGAS. Desde hace cinco años nos planteamos como objetivo estratégico convertirnos en una empresa más moderna, ágil y rentable, y trabajamos en equipo para llevar adelante este proceso de transformación que hoy se corona con este prestigioso reconocimiento”.
Como parte del proceso de implementación y despliegue del Modelo de Excelencia, durante 2022, 2023 y 2024 MetroGAS obtuvo tres Certificaciones Oro en “Mejores Prácticas de Gestión Integral”, luego de haber superado el puntaje requerido en la calificación interna, según las bases del concurso.
El director ejecutivo de la Fundación Premio Nacional a la Calidad, Jorge Ferreiro, resaltó “la madurez de la gestión de MetroGAS” para la obtención del galardón: “Destacamos especialmente el aporte de todos sus colaboradores, cuyo compromiso, liderazgo y trabajo cotidiano hicieron posible alcanzar este hito, consolidando a la compañía como un referente en gestión y excelencia organizacional”.
Este premio es otorgado a aquellas instituciones que demuestran un alto nivel de calidad operacional, tras una evaluación de su desempeño integral. El proceso contempla aspectos como el liderazgo, mercados y clientes, innovación, personas, recursos y responsabilidad social, promoviendo así modelos de gestión que impulsan la calidad, la productividad y la sostenibilidad a largo plazo.
“A partir del 2021, implementamos y desplegamos el modelo Camino a la Excelencia, que nos permitió hacer evolucionar nuestra gestión, fortalecer capacidades, desarrollar competencias clave y afianzar prácticas que hoy se traducen en un reconocimiento que reafirma que estamos en la dirección correcta”, explicó Mazzucchelli.
El reconocimiento reafirma el compromiso de MetroGAS de seguir trabajando con foco en la mejora continua y la innovación, para brindar un servicio cada vez más eficiente y sostenible a sus usuarios y acompañar el desarrollo de las comunidades donde opera.
La operación de venta de Manantiales Behr había sido comunicado a mediados de enero.
La venta de Manantiales Behr, la única área de petróleo convencional que YPF conserva en el Golfo San Jorge, a Rovella Capital, una subsidiaria del empresario de la construcción Mario Rovella, está a punto de frustrarse porque el comprador no logró estructurar el financiamiento para abonar los US$ 575 millones que había comprometido.
A Rovella Capital le quedan apenas unos días para efectivizar el pago del 60% de ese monto, pero distintas fuentes del mercado consultadas por EconoJournal informaron que la operación por estas horas está virtualmente caída.
Si el incumplimiento se confirma, YPF deberá iniciar contacto con las empresas que habían quedado por detrás de Rovella Capital en la licitación. El listado incluye a Pecom, brazo petrolero del grupo Pérez Companc; Capsa, una petrolera independiente controlada por la familia Götz; y el Grupo San Martín, un actor local asociado con empresas de servicios norteamericanas.
Ingeniería financiera compleja
EconoJournal había informado en diciembre, cuando se supo que Rovella Capital había hecho la mejor oferta, que a esa altura el único interrogante es si la compañía iba a lograr documentar con herramientas crediticias confiables la forma de pago de la operación, una práctica usual en este tipo de operaciones.
Ese nunca fue un tema menor porque la empresa tiene un acceso limitado al sistema financiero local porque Rovella Carranza, la compañía madre del grupo, está involucrada en la causa Cuadernos, que está en pleno trámite de requerimiento de elevación a juicio.
Pese a ello, Agustín Rovella, hijo de Mario, se había reunido por esos días con actores del sector petrolero —entre ellos con algunos traders de combustibles con la intención de pre-financiar la venta de crudo pesado desde Chubut— para intentar reunir los fondos que comprometió en su oferta.
YPF había confirmado la venta de Manantiales Behr el pasado 16 de enero a través de una comunicación enviada a la Comisión Nacional de Valores. Allí detalló que el acuerdo lo había firmado con Limay Energía S.A., subsidiaria de Rovella Capital, por US$ 575 millones, de los cuales “el 60% será abonado al cierre de la transacción y el saldo restante dentro de los 12 meses posteriores al cierre”.
La propuesta económica presentada por Rovella Capital había sido, además, ampliamente superior a la de su inmediato competidor —con una diferencia estimada en más de US$ 150 millones—, un factor determinante para que el directorio de YPF optara por adjudicarle el activo con el objetivo de maximizar el ingreso por la desinversión.
Sin embargo, en la industria es habitual que el closing de transacciones de esta magnitud enfrente contramarchas, dado que la estructuración definitiva del financiamiento suele constituir el eslabón más frágil del proceso y el principal riesgo para la concreción de operaciones que involucran montos tan elevados.
Qué activos incluía la operación de venta
El acuerdo incluía la cesión del 100% de la concesión de explotación convencional sobre el área Manantiales Behr, la concesión de transporte de hidrocarburos sobre los oleoductos “El Trébol – Caleta Córdova”, “Km. 9 – Caleta Córdova”, y “Manantiales Behr – Cañadón Perdido” en Chubut y la venta del stock de materiales en los almacenes de Manantiales Behr y Km 20.
El histórico campo convencional tuvo una producción diaria aproximada de 25.000 barriles el tercer trimestre de 2025.
La salida de YPF obedece a su intención de concentrar la producción en la formación no convencional Vaca Muerta.
Tenaris asegura haber logrado una eficiencia que ninguna otra compañía de servicios alcanzó hasta el momento en el país.
La empresa Tenaris, a través de su división de servicios petroleros, completó con éxito en Vaca Muerta las dos primeras operaciones de fractura hidráulica alimentadas en más de un 80% con gas, mediante el uso de bombas con tecnología Dynamic Gas Blending (DGB).
Las pruebas se llevaron a cabo en una serie de PADs operados por Tecpetrol -ambas compañías integrantes del Grupo Techint– marcando una nueva referencia para la Cuenca Neuquina y la industria regional.
Las bombasDGB utilizadas en estas operaciones forman parte del tercer set de fractura hidráulica que Tenaris pondrá en funcionamiento en Vaca Muerta durante 2026. La compañía informó que esta tecnología permite sustituir el uso de diésel por gas generando beneficios económicos y ambientales.
“Este es un paso muy relevante hacia latransición energética y un hito para toda la cuenca. La tecnología DGB se encuentra aún en una etapa inicial de implementación, incluso en cuencas como Permian, Estados Unidos», destacó Francisco Liberatore, Director de Tenaris Oil & Gas Services.
Liberatore aseguró que «haber superado el 80% de reemplazo de diésel por gas es un nivel de eficiencia que ninguna otra compañía de servicios había alcanzado hasta el momento en Argentina”.
Tecnología DGB: el doble beneficio ambiental y de costos
Además de contribuir a la reducción de emisiones de CO₂, la tecnología DGB permite optimizar los costos de combustible, ya que los equipos pueden ser abastecidos con el mismo gas producido en las perforaciones del pad o en pads cercanos, mejorando la eficiencia integral de las operaciones.
Las primeras 10 bombas DGB probadas en estas operaciones forman parte de una inversión de u$s110 millones, anunciada por Tenaris en marzo del año pasado, destinada a fortalecer sus capacidades de fractura hidráulica en Argentina. El proyecto contempló la incorporación de un tercer equipo de fractura con 28 bombas y 70.000 hhp, además de su correspondiente equipo de coiled tubing.
Entre 2020 y 2026, Tenaris habrá invertido aproximadamente u$s240 millones en el desarrollo de su unidad de negocios de servicios petroleros en el país. Actualmente, la compañía se ubica como el tercer proveedor de servicios de la cuenca, con más de 6.000 etapas de fractura realizadas.
Esta operación de Tenaris refleja la tendencia que la cadena de valor de Vaca Muerta proyecta como el eje central de 2026, y el año de la transición definitiva hacia equipos de baja huella de carbono.
Un cambio de paradigma vital en Vaca Muerta
Las primeras fracturas con la nueva tecnlogía se llevaron a cabo en una serie de PADs operados por Tecpetrol.
Meses atrás, en encuentros especializados del sector, referentes de compañías como Calfrac, Tecpetrol y QM ya anticipaban que la migración del diésel hacia tecnologías Dual Fuel y 100% gas no era solo una meta ambiental, sino una condición de supervivencia competitiva.
La industria busca desplazar los combustibles líquidos, más costosos y contaminantes, por el gas producido en las mismas locaciones, con el fin de optimizar costos y tiempos de respuesta. La relevancia de haber alcanzado un 80% de sustitución mediante la tecnología DGB valida los modelos que la industria venía analizando.
Según los datos que circulaban en el sector, una flota que opera exclusivamente con diésel representa un costo anual cercano a los US$33 millones, mientras que la migración a sistemas duales permite reducir ese gasto a menos de la mitad.
Este ahorro proyectado, que puede alcanzar los US$17 millones por flota, es lo que hoy tracciona la masificación de estos procesos, permitiendo que la cuenca neuquina acelere su curva de aprendizaje y replique con éxito —e incluso mayor velocidad— las experiencias de eficiencia vistas en el Permian de Estados Unidos.
Juan José Carbajales, doctor UBA en Derecho, director del Instituto de Gas y Petróleo (UBA) y titular de la consultora Paspartú.
El reciente decreto 49/2026 prorrogó nuevamente la emergencia del Sector Energético Nacional en lo que respecta a los segmentos de transporte y distribución de gas natural (excluye energía eléctrica), hasta el 31/12/2027, abarcando, así, todo el mandato presidencial. Como derivación, la norma establece un régimen transitorio para la importación de GNL con estos contornos:
Se concentrala operatoria en un único “comercializador-operador”.
Se fija un precio máximo para la venta en el mercado interno del gas natural resultante de la regasificación del GNL importado para el abastecimiento de los próximos dos períodos invernales (2026 y 2027), “para evitar las consecuencias negativas que podrían derivar de tal situación monopólica”.
Dicho precio no podrá ser superior al marcador internacional que la SEN considere (ej. HH, TTF o JKM), más un valor expresado en US$/MMBTU.
Tal valor debe resultar necesario para cubrir todos los costos (de flete marítimo, regasificación, almacenaje, comercialización y transporte por ducto), del GNL regasificado hasta Cardales.
La determinación de dicho valor resultará de la licitaciónque realizará la SEN para uso de la capacidad de regasificación de que dispone ENARSA.
En caso de fracasar,Enarsa continuará haciéndose cargo directamente de la importación/regasificación/venta en el mercado interno.
En cuanto a la motivación, el DNU invoca que Enarsa ha actuado como “único importador de GNL” y que tal intervención estatal ha adolecido de defectos: “Ha asumido actividades propias del sector privado, no ha dado los resultados esperados, ha sido incapaz de dar una solución eficiente, y ha implicado al Estado Nacional erogaciones de mucha envergadura, las cuales no se han materializado en mejoras para el sistema de transporte”.
Acontinuación, el decreto arguye sobre el corrimiento de Enarsa de la función importadora: primero, remite a la Ley de Bases y su principio ordenador de “reducción al mínimo la intervención del Estado”, justificativo para reemplazar la comercialización estatal por una de carácter privado, con los controles correspondientes por parte de la SEN y del Enargas.Luego, refiere que debe permitirse el acceso a la infraestructura de regasificación a los importadores privados; y fundamenta la necesidad de mantener un esquema monopólico (unificado y coordinado) en base a cuestiones técnicas de la terminal, del buque regasificador y del programa de importación. Este esquema centralizado permitirá evitar inconvenientes:
Conflictos en la programación logística y asignación de ventanas de arribo (slots) para los buques metaneros.
Dificultades en la gestión coordinada del inventario en los tanques de la FSRU.
Complejidades en la coordinación de amarre/conexión/desconexión de los brazos de transferencia criogénicos y operaciones de trasvase (ship-to-ship).
Demora en respuesta ante emergencias –integridad de personas/activos/ambiente.
Finalmente, en cuanto a la “urgencia” en la contratación, el motivo es “la inminencia del invierno del año 2026 y la volatilidad de los mercados internacionales”.
Licitación
Por resolución 33/26,la Secretaría de Energía convocó a una LicitaciónInternacional con el objeto de seleccionar un único comercializador-agregador (C-A) de carácter privado, la cual deberá estar concluida en 40 días corridos (21 de marzo).
El C-A deberá celebrar con el titular y/o cesionario de la capacidad de la Terminal un contrato de servicios por 1 año, únicamente por la capacidad durante el período invernal 2026 (abril-septiembre). Fuera de éste, podrán acordar por la capacidad disponible para optimizar el uso en beneficio de todo el sistema. Para el período invernal 2027, el C-A tendrá el derecho de igualar la mejor oferta que se presente en dicha licitación.
En los lineamientos anexos se establece lo siguiente:
Abastecimiento: en caso de que el C-A no hiciere un “uso pleno” de la capacidad y estuviere en “riesgo el abastecimiento” la demanda ininterrumpible de las Distribuidoras, la SEN podrá comprar “volúmenes adicionales” de GNL.
Precio: el modelo del Contrato incluirá el precio total anual que el C-A deberá pagar en concepto de los servicios de la Terminal.
Criterios de selección: serán agentes con acreditada experiencia en el mercado global de GNL y argentino de GN, y acreditada solvencia financiera/patrimonial.
Criterio económico: menor monto (US$/MMBTU) adicional por sobre el valor del marcador Title Transfer Facility (TTF) europeo. El valor cotizado deberá cubrir todos los costos a transferir al mercado local, considerando su estimación de cargamentos, contratos internacionales, pago del Contrato de Servicios y margen razonable por su actividad como C-A.
Marcador internacional: será el siguiente para cada demanda:
Firme de Distribuidoras: en el contrato de abastecimiento al Enargas se tomará el promedio de las cotizaciones diarias del “Dutch TTF ICE Natural Gas Futures Contract” (Monthly) de los primeros 5 días de cada mes.
Otros contratos firmes y ventas spot: ídem, con la declaración del Costo Variable de Producción (CVP) quincenal de Cammesa.
Se deberá multiplicar el valor que resulte del TTF por el factor de ajuste de unidad de 0,293071, ajustado para la conversión de moneda.
Obligaciones del C-A: informar a la SEN respecto de la efectiva utilización de la Terminal, incluyendo el volumen a importar para Distribuidoras, con una antelación mínima de 40 días a la recepción de los volúmenes.
Precio Máximo: para los contratos firmes será el precio ofertado sumado al TTF.
Tarifas:
El precio del gas efectivamente entregado a las Distribuidoras será trasladado a tarifa en concepto de pass-throughde costo del gas, ya sea mediante su inclusión en el precio de gas en PIST de los cuadros tarifarios, o como Diferencias Diarias Acumuladas (DDA).
Para contratos de generación eléctrica, Cammesa definirá el precio de referencia, en base al precio ofertado más el TTF, el que funcionará como tope en caso de existir ventas directas a Cammesa. En el caso de compras propias directas por Generadores MEM, estos podrán declararlo como combustible propio (cf. Res. SEN 400/2025).
Subsidios: el costo de abastecimiento derivado de la provisión de GNL regasificado no integrará la base del precio de gas que se considera para la aplicación de las bonificaciones del régimen de Subsidios Energéticos Focalizados (cf. Decreto 943/25).
En caso de que, a criterio de la SEN, las ofertas recibidas no resultaren acordes con los objetivos de los Lineamientos, o no resultaren convenientes ni oportunas, la Licitación podrá declararse desierta y la importación seguir vía Enarsa.
Ventajas
El Gobierno apuesta a que este giro regulatorio y operativo le aporte al sistema gasífero los siguientes beneficios económicos:
Que un trader internacional consiga mejores descuentos al negociar toda la campaña invernal en forma directa con un solo proveedor (a diferencia de los sucesivos Tenders que suele hacer Enarsa bajo esquemas de competencia).
Que un C-A local logre bajar el grado de incobrabilidad que soporta Enarsa por la venta de GN (regasificado) en el mercado interno, por parte de Distribuidoras, Generadores térmicos y el sector industrial.
Análisis crítico
La salida de Enarsa (así como la de Cammesa en el mercado eléctrico) responde a criterios ideológicos arraigados en la Ley de Bases –cuyo principio ordenador procura la “reducción al mínimo la intervención del Estado” en la economía–, antes que a motivos de corte económico-operativos.
Cierto es, por un lado, que Enarsa ha actuado como “único importador de GNL”, tanto para la Terminal de Bahía Blanca como la de Escobar, desde 2008 y 2011, respectivamente. Ello, puesto que ha sido el brazo ejecutor de una política pública organizada a partir del Programa Energía Total (cf. Res. MINPLAN 459/2007), en calidad de “Unidad de Gestión Técnico-Operativa” con funciones de diseño, construcción, operación, mantenimiento, gestión y administración del sistema de GNL.
No obstante, tal intervención estatal no ha adolecido de los defectos imputados, al tiempo que las enormes erogaciones del Tesoro se han materializado en mejoras nodales para el sistema de transporte. En primer lugar, ha sido esta Administración quien, durante su primer año de gestión, resolvió (i) omitir toda obra pública en la materia, procrastinar en decidir (ii) la anulación del Tramo II del GPNK y (iii) la continuidad de la reversión del Gasoducto Norte, así como (iv) demorar la adjudicación de la Iniciativa Privada de TGS para potenciar el GPM (Tramo I del GPNK). En segundo lugar, las obras de expansión del sistema de transporte han permitido un hecho irrefutable: mientras que en el año 2014 se importaban ~100 buques de GNL (y durante los 12 meses del año), en 2025 las compras de ENARSA se redujeron a 1/4 de esa cantidad (27 cargamentos y solo para el invierno).
Por su parte, vale advertir que el DNU en cuestión no logra acreditar la existencia ni de la “necesidad” ni de la “urgencia” de la medida, atento que:
No existe una norma constitucional que delimite estrictamente las funciones del sector público y del sector privado en materia económica;
Los resultados han sido intrínsecamente satisfactorios, pues las campañas de importación lograron abastecer al mercado interno en tiempo y forma.
Tal solución ha sido eficiente en términos de abastecimiento oportuno de la demanda local, evitando así cualquier situación de inseguridad energética extendida durante los sucesivos inviernos desde 2008 al presente –mantenida por Administraciones de distinta orientación política.
La“urgencia” basada en la inminencia del invierno es una clara “falacia decomposición”:demorar una acción pública (lícita) para luego justificar facultades excepcionales en razón de una inevitable urgencia –esto es, lanzar el proceso a tan solo 2 meses del inicio del invierno, luego de 24 meses de gestión.
Las erogaciones de envergadura por parte del Tesoro nacional responden a una política pública de desacoplar los precios internos a la demanda prioritaria de los valores de importación producto de la valorización en mercados globales (passthrough del import parity). Así, el origen de las transferencias se halla en una decisión del PEN/Enargas relativa al manejo de las tarifas y no en la actuación (in)eficiente de Enarsa en su gestión de importación de GNL.
El GPNK ha sido una mejora crítica del sistema de transporte (+21 MMm3/d), instrumentada por Enarsa bajo un esquema de obra pública.
Finalmente, en cuanto a la fundamentación sobre la extensión de la “emergencia”, el PEN considera “necesario” establecer un “precio máximo” por dos inviernos para evitar fallas “monopólicas”. El argumento esconde, sin más, un avasallamiento de la facultad constitucional del Congreso, quien no ha delegado esa competencia en el PEN.
Desafíos
Más allá de estos cuestionamientos, es posible esbozar un conjunto de incertidumbres que la regulación deja traslucir:
Fracaso y déjà vu: todo este bouleversement del sistema de importación podría concluir en un fracaso de la licitación, por lo cual la continuidad de Enarsa no puede ser descartada.
Cohabitación: también podría suceder que el C-A no optimice el uso de la Terminal durante el invierno, escenario en el que la SEN deberá pedirle a Enarsa que traiga otros cargamentos, con la indeseable consecuencia de tener dos C-As en el mercado interno y a precios disímiles.
Contrato con YPF: el modelo contractual de Servicios a incluir en los pliegos, ¿establecerá lineamientos también para YPF, operador de la Terminal? ¿Afectará ello a la doctrina del alter ego que con tanto apego el Estado Nacional intenta rechazar en sede internacional? ¿Deberá YPF tratar el contrato en su Directorio?
Fee y margen: el precio que el C-A deba pagar por los Servicios (actual operatoria de Enarsa+YPF), sus otros costos y la propia renta razonable, ¿serán cargos a trasladar a los usuarios vía Enargas incluso con un spread que va de 3,8 US$/MMBTU (rég. SEF anual) a ~12 dólares la unidad?
Subsidios: si el costo del GNL no integrará la base de los Subsidios Energéticos Focalizados, ¿los beneficios no cubrirán el mayor costo de las tarifas del invierno?
Privilegio: ¿el derecho preferencial de igualar la mejor oferta para el 2do año es similar al beneficio de una típica Iniciativa Privada? ¿Se asemeja al que reclamaba Techint para una compulsa entre privados? ¿Es la reposición del régimen de “compre nacional” derogado? ¿Es un beneficio que la Ley de Bases le niega a las empresas públicas, pero aquí aplicado a una empresa privada (incluso internacional)?
Garantías: ¿requerirá esta operatoria de avales y garantías estatales (recordar los atrasos en la entrada de un buque en 2024 por falta de Carta de Crédito)? ¿En su defecto, confiarán los traders internacionales en un único importador privado para vender 25 cargamentos en pocos meses?
2027 y más allá: si el DNU 49 afirma que las obras de ampliación del sistema de transporte “recién entrarían en operación en el período invernal del año 2027”, ¿por qué se prevé una relicitación para ese año? ¿Y si ya no fuera necesario, se daría de baja el contrato con el buque Expedient de Excelerate?
(*) Doctor UBA en Derecho, director del Instituto de Gas y Petróleo (UBA) y titular de la consultora Paspartú.
España arranca 2026 consolidando su perfil como potencia renovable en Europa, dado que en en enero, el 56,1% de la electricidad generada en el sistema peninsular fue de origen verde, considerando las estimaciones de autoconsumo.
Este avance se dio en un contexto de menor demanda eléctrica, debido a que, durante enero, el sistema peninsular registró un consumo de 21.953 GWh, un 2% menos que en enero de 2025, tratándose del tercer mes consecutivo con descensos interanuales en el consumo, lo que refleja una combinación de factores estructurales como la eficiencia energética y la electrificación distribuida, y coyunturales como temperaturas más suaves y menor actividad industrial en algunos sectores.
A pesar de esa contracción, las fuentes limpias dominaron la generación: La eólica aportó el 23,9% (4858 GWh), la hidráulica el 12,7% y la solar fotovoltaica el 6,7%. Las tecnologías sin emisiones, incluyendo la nuclear (20,9%), alcanzaron el 71,2% de la generación mensual.
El autoconsumo fotovoltaico continúa siendo una palanca estratégica y según datos de la Unión Española Fotovoltaica (UNEF), el país cerró 2025 con 9,3 GW de autoconsumo instalados, de los cuales 1139 MW se sumaron durante dicho año (229 MW en el segmento residencial), aunque con una desaceleración del 3,7% respecto a 2024.
El dinamismo del sector también se refleja en la tramitación de nuevos proyectos. Solo en las primeras tres semanas de enero, 50 iniciativas renovables ingresaron a trámite ambiental, sumando más de 1600 MW, donde la fotovoltaica representó más del 90% de esta potencia, con presencia destacada en Castilla-La Mancha, Andalucía, Extremadura y Aragón.
Mientras que promotores como Opdenergy, Forestalia, Iberdrola, Elawan y Capital Energy encabezan las solicitudes, algunas de ellas con proyectos de más de 100 MW, y en varios casos se incorporan sistemas de almacenamiento.
De ese modo, España cerró 2025 con más de 80 GW renovables instalados, acercándose a los objetivos del Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC), que plantea alcanzar un 74% de generación renovable para 2030. Pero para cumplir esa meta, el país deberá sumar más de 50 GW nuevos en los próximos cuatro años, lo que exigirá mayor inversión en redes, procesos de tramitación más ágiles y marcos regulatorios estables.
Con más del 56% de generación limpia en pleno invierno, más de 80 GW instalados y 9,3 GW de autoconsumo, España reafirma su liderazgo. El arranque de 2026 no solo muestra un avance técnico y territorial, sino también un desafío político y económico: sostener este impulso y convertirlo en una ventaja estructural en el nuevo mercado energético europeo.
Hugo Briones fue designado como nuevo subsecretario de Energía de Chile para el gobierno del presidente electo José Antonio Kast y asumirá el cargo el 11 de marzo de 2026, bajo las órdenes de la recientemente nombrada ministra de Energía, Ximena Rincón González.
La llegada del ingeniero civil electricista se da en un contexto de alta sensibilidad técnica para el sector, marcado por la necesidad de destrabar proyectos, alinear institucionalidad y sostener la transición energética.
Briones, de 62 años, lleva una amplia relación con el sector energético de más de tres décadas, vinculado al desarrollo, ingeniería, construcción y operación de proyectos de generación y transmisión.
Entre marzo de 2023 y noviembre de 2024 se desempeñó como gerente de proyectos en Transelec; aunque previamente ocupó cargos de responsabilidad en Colbún, Sigdo Koppers, Mainstream Renewable Power Latam, Grupo IMELSA y Grupo Saesa, además que administró centrales térmicas, hidráulicas y eólicas en diversas regiones del país.
El subsecretario de Energía del gobierno de Kast reemplazará a Luis Felipe Ramos, quien ocupó el cargo desde marzo de 2023; y entre las últimas acciones del ahora saliente funcionario destacan su participación en el lanzamiento del Explorador de Hidrógeno Verde, herramienta que permite estimar el costo nivelado de energía combinando fuentes solar y eólica.
Asimismo, Ramos participó del encuentro Future Energy Summit (FES) Chile 2025, donde anticipó una serie de decretos para destrabar inversiones en almacenamiento, transmisión y generación distribuida; a la par que puntualizó en que el almacenamiento ya no es una solución complementaria, sino una pieza estructural del sistema eléctrico nacional.
Desde el sector privado, la designación de Briones es interpretada como un gesto favorable a la ejecución técnica, en un contexto donde se debate el esquema de los Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD), objeto de fuertes críticas por su uso extendido del marco transitorio, y la necesidad de recuperar la confiabilidad del sistema tras el apagón del 25 de febrero de 2025.
“El nombramiento de Hugo Briones permitirá un diálogo fluido con esa repartición por cuanto el futuro subsecretario cuenta con una amplia trayectoria en el sector eléctrico. Lo anterior le ha permitido conocer de primera mano los desafíos que implica desenvolverse en una industria que se caracteriza por ser compleja tanto del punto de vista técnico como regulatorio”, manifestó Eduardo Andrade, secretario ejecutivo de la Asociación Chilena de Comercializadores de Energía (ACEN)
En la misma línea, desde la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA) consideran positiva la llegada del ex Transelec al Poder Ejecutivo y que resulta “relevante que quienes lideran áreas estratégicas del sector cuenten con experiencia probada en la industria, particularmente en materias regulatorias, de infraestructura y de gestión de proyectos complejos”.
“Al mismo tiempo, reconocemos el liderazgo político de la ministra Ximena Rincón, cuyo rol es clave para articular consensos y conducir una agenda energética que combine visión estratégica con capacidad técnica. La complementariedad entre conducción política y expertise sectorial es fundamental para dar certezas, dinamizar inversiones y enfrentar con realismo los desafíos de permisos, transmisión y desarrollo territorial”, añadieron.
Mientras que desde la Asociación Chilena de Energía Solar (ACESOL) también celebraron el nombramiento de Briones y destacaron que su trayectoria es un “activo valioso” para enfrentar los desafíos regulatorios y de infraestructura que requiere el país.
“Como gremio, estamos a total disposición de la nueva autoridad para colaborar en el fortalecimiento de las energías renovables, especialmente en el impulso de la generación distribuida y el almacenamiento, pilares fundamentales para una matriz limpia y competitiva”, afirmaron en diálogo con Energía Estratégica.
Desafíos clave en una etapa exigente
Aunque históricamente el Ministerio de Energía no ha sido foco de alta tensión política, el nuevo periodo se proyecta como especialmente exigente, dado que la agenda energética de Kast se apoya en un enfoque liberal, que descarta subsidios directos y privilegia la eficiencia técnica.
Según lo expresado durante la campaña electoral del líder del Partido Republicano, se buscará habilitar una reforma estructural a la distribución eléctrica, promoviendo generación y almacenamiento distribuido, y asegurando calidad de servicio para los pequeños consumidores.
Dentro del programa se mencionan medidas como servicios complementarios, generación síncrona, inercia y corriente de cortocircuito como herramientas clave para garantizar estabilidad sin modificar el marco legal vigente. También se prevé la revisión profunda del régimen PMGD, apuntando a establecer reglas claras y coherencia operativa con el sistema eléctrico nacional.
El gerente de Desarrollo de Negocio de Fenix Energy, Marcelo Rodríguez, analizó los impactos de la Resolución SE N° 400/2025 y el futuro del mercado a término, en un escenario donde las nuevas reglas presionan a los grandes usuarios a contratar su energía para evitar los mayores costos e incertidumbre asociados al abastecimiento por CAMMESA como proveedor de última instancia.
Rodríguez explicó que las centrales térmicas más eficientes —hoy principales oferentes en el mercado de PPAs— irán dejando al mercado spot abastecido por opciones menos competitivas, lo que encarecerá el costo para quienes demoren sus decisiones de contratación.
“El mercado evolucionará hacia una necesaria contractualización”, apuntó aludiendo que estandarizar la contratación permitiría equilibrar costosentre empresas, lo cual aportaría previsibilidad y competitividad.
Asimismo, destacó que el impacto pleno de los precios marginales se profundizará desde 2027, obligando a muchas industrias a revisar sus curvas de consumo horario para evitar picos de precios y volatilidad.
“La resolución también redefine el rol de las distribuidoras, que deberán cubrir al menos el 75% de su demanda mediante contratos bilaterales y podrán actuar como comercializadoras de energía para sus clientes. Sin embargo, aún falta un mecanismo que les permita capturar beneficios por una contratación eficiente”, indicó en diálogo con Energía Estratégica.
En este contexto, Rodríguez señaló que la gran diferencia hoy la oferta térmica y de renovable se ve en los plazo de los contratos: mientras las primeras ofrecen mayormente PPAs de un año buscando capturar la renta actualizada de mercado la cual se espera al alza en los siguientes años, las renovables buscan acuerdos de mayor plazo para dar estabilidad a sus inversiones.
“Estamos viendo que las empresas mas profesionalizadas, tienden a mantener estrategias de compra de largo plazo para aprovechar precios fijos no indexados y ganar en el mediano plazo y largo plazo”, mencionó el especialista.
Es por esto que en Fenix Energy decidió lanzar una división de consultoría especializada para grandes usuarios, motivada por las nuevas oportunidades que abrió la Resolución SE N° 400/25, dado que aun todavía persiste un fuerte desconocimiento del mercado.
La firma detectó oportunidades concretas, como ahorros del orden del 10% simplemente por presentar actos administrativos, a lo que se suma el potencial de los nuevos contratos de energía y potencia.
El avance regulatorio también habilita modelos de negocio vinculados al almacenamiento energético, en formato stand-alone o asociado a generación renovable existente, permitiendo capturar valor tanto por potencia como por arbitraje horario. Por lo que, para participar en el mercado de potencia, una batería debería comprometer suministro por al menos cuatro horas, equiparándose así a una central térmica.
“”La potencia renovable podría valorizarse con un diferencial, sujeto a incentivos regulatorios”, complementó el gerente de Desarrollo de Negocio de la compañía.
Cambios en el cálculo de potencia: diferencias entre GUMAs y GUMEs
Otro de los cambios clave introducidos por la Resolución SE N° 400 es el nuevo método de cálculo de potencia para los GUMAs: se tomará el mayor valor entre el 50% de la potencia máxima en hora pico y el promedio de consumo en horarios de máxima demanda estacional.
“Los GUMEs y GUDIs, en cambio, aún no se adaptan a esta metodología, lo que les está generando fuertes penalizaciones al aplicarse directamente su potencia máxima registrada”, sostuvo Rodríguez.
“Si bien el precio unitario de potencia aumentó, la menor cantidad de horas facturadas debería mejorar el costo total en comparación con octubre, aunque todavía falta armonizar criterios para que las reglas sean equitativas”, agregó.
Asimismo, uno de los puntos a tener en cuenta es el vencimiento de los beneficios fiscales de la Ley N° 27191 (ley de fomento a las energías renovables) en Argentina, que brinda mayor incertidumbre a las inversiones de los generadores de energías renovables para continuar con sus planes de inversión.
“Resumiendo, invitamos a todos los grandes consumidores a la acción, repensando su estrategia de abastecimiento”, concluyó el entrevistado.
Guatemala duplicó su generación solar entre 2023 y 2025, en un contexto de expansión sin precedentes en la demanda de electricidad. Durante ese período, el consumo aumentó un 15 % y sobrepasó los 14575 GWh, lo que puso presión sobre un sistema que respondió con más energía limpia y mayor cobertura territorial.
Según datos oficiales del Ministerio de Energía y Minas (MEM), la solar fue la fuente de más rápido crecimiento en el período, mientras que la hidroelectricidad se recuperó tras un año 2024 afectado por limitaciones hídricas.
Como resultado, la participación de renovables en la matriz alcanzó un 62.3 % en 2025, revirtiendo la caída del año anterior.
La reconfiguración de la matriz obligó a reducir el uso de tecnologías térmicas como el diésel y el carbón, que habían ganado terreno transitoriamente. El MEM subrayó que este avance fue posible gracias al ingreso de nueva capacidad renovable y a la mejora en condiciones climáticas e hidrológicas.
En paralelo, la cobertura eléctrica también mejoró. Para 2025, el 91.74 % de los hogares contaba con acceso a electricidad. El salto fue más notable en zonas rurales, donde muchas soluciones se basaron en sistemas fotovoltaicos aislados.
La transformación no es casual. Guatemala definió una hoja de ruta energética que prevé incorporar 1000 MW de capacidad renovable antes de 2040, con inversiones en transmisión, almacenamiento y digitalización de redes. Para 2050, el país proyecta que el 81.5 % de la generación provenga de fuentes limpias.
Actualmente, ya hay más de 800 MW renovables contratados y otros 700 a 1000 MW en desarrollo, lo que permitiría duplicar la capacidad actual sin incentivos fiscales, según proyecciones del sector. Pero cumplir ese objetivo exigirá resolver cuellos de botella clave, como la infraestructura de transmisión.
La AGER alertó recientemente que hasta 800 MW solares podrían quedar fuera del sistema si no se amplía la red, en un contexto donde el país cuenta con un potencial solar de más de 7000 MW aún sin aprovechar.
Mientras tanto, el comercio eléctrico se revirtió. En 2025, Guatemala importó 1823 GWh, un 5 % más que en 2023, y exportó apenas 556 GWh, una caída del 41 %. El MEM explicó que esta decisión respondió a la necesidad de cubrir la creciente demanda interna y evitar riesgos de desabastecimiento.
La señal para el sector es clara: Guatemala no solo incrementó su consumo y producción eléctrica, sino que lo hizo apostando por una matriz más limpia, más amplia y más estratégica. La expansión solar y el repunte hídrico marcaron el ritmo. Ahora, el desafío pasa por sostenerlo con infraestructura y planificación.
Un grupo de organizaciones industriales europeas e internacionales pidió formalmente a las autoridades de la Unión Europea eliminar el Artículo 27a de la propuesta de reforma del Mecanismo de Ajuste en Frontera por Carbono (CBAM, por sus siglas en inglés), al considerar que introduce incertidumbre regulatoria y debilita la credibilidad del sistema europeo de precios del carbono.
El CBAM es la herramienta con la que la UE busca aplicar un costo al carbono a productos importados —como fertilizantes, acero o cemento— para equiparar las exigencias ambientales que enfrentan los productores europeos. El mecanismo es observado con especial atención en América Latina, ya que puede impactar exportaciones industriales y agroindustriales hacia el bloque.
La preocupación empresarial surge tras la propuesta de la Comisión Europea de incorporar un “freno de emergencia” que permitiría suspender temporalmente la aplicación del CBAM a determinados productos si se considera que su implementación provoca distorsiones graves en el mercado interno europeo. Según los firmantes, esta cláusula carece de criterios claros, límites temporales definidos y parámetros objetivos para su activación.
Desde el sector advierten que la previsibilidad regulatoria es clave para inversiones que tienen horizontes de entre 15 y 30 años, especialmente en proyectos vinculados a hidrógeno limpio, amoníaco bajo en carbono y fertilizantes sostenibles. La posibilidad de suspensiones retroactivas o discrecionales —sostienen— complica la evaluación de riesgos y podría postergar o redirigir decisiones de inversión.
El debate tiene implicancias más allá de Europa. Varios países latinoamericanos están posicionándose como potenciales proveedores de hidrógeno verde y amoníaco renovable para el mercado europeo. Un marco regulatorio estable en la UE es visto por inversores como una señal fundamental para viabilizar proyectos de exportación de energía limpia y productos industriales descarbonizados.
En el plano agroalimentario, los firmantes también argumentan que la seguridad alimentaria, la competitividad y la transición energética no son objetivos contradictorios. Señalan que una mayor producción de fertilizantes bajos en carbono —tanto en Europa como a través de importaciones diversificadas— podría reducir la exposición a la volatilidad del gas natural y a tensiones geopolíticas que han impactado los precios en los últimos años.
Según la industria, la incertidumbre comercial y energética ha sido uno de los principales factores detrás de la volatilidad reciente en los mercados de fertilizantes, más que la aplicación del propio CBAM. Por ello, consideran que debilitar el mecanismo podría enviar una señal contraproducente en momentos en que múltiples economías evalúan implementar sistemas propios de fijación de precios al carbono.
Los firmantes sostienen que el objetivo original del CBAM fue impulsar la descarbonización global y promover reglas de juego claras para el comercio internacional en un contexto de transición energética. A su juicio, mantener la estabilidad normativa será determinante para consolidar inversiones, fortalecer cadenas de valor bajas en carbono y sostener la credibilidad climática de la Unión Europea.
En un anuncio que redefine la geografía económica del país, el gobernador Alberto Weretilneck presentó formalmente el acuerdo estratégico que posiciona a Río Negro como el principal polo hidrocarburífero y logístico de Argentina.
El plan maestro se apoya en dos pilares fundamentales: la construcción de la terminal de exportación en Punta Colorada a través del proyecto Vaca Muerta Sur y la recuperación de áreas maduras que serán relicitadas para reactivar la producción convencional. Con esta hoja de ruta, la provincia deja de ser un actor secundario en la cuenca neuquina para transformarse en la “llave de salida” de la energía argentina hacia el mundo, garantizando la infraestructura necesaria para el petróleo y el futuro GNL.
Punta Colorada: El puerto del millón de barriles El corazón del acuerdo es la consolidación de Sierra Grande como el nodo exportador más importante de Sudamérica. El oleoducto Vaca Muerta Sur, impulsado por YPF, permitirá transportar el crudo desde el corazón de la formación no convencional directamente hacia el Atlántico rionegrino.
Esta obra elimina los cuellos de botella que hoy limitan el crecimiento de Vaca Muerta y permitirá que Argentina escale su capacidad exportadora de forma masiva. Para Río Negro, esto significa una recaudación récord en regalías y tasas portuarias, además de una explosión de demanda de servicios y proveedores locales en la zona de la costa.
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Reactivación de áreas y soberanía provincial: Más allá de la logística, el acuerdo contempla un plan agresivo para las áreas maduras. Weretilneck confirmó que la provincia recibirá las concesiones que YPF decidió desinvertir, abriendo el juego a operadoras medianas y pequeñas que puedan aplicar tecnologías de recuperación secundaria y terciaria.
Este enfoque busca evitar el declive de la producción convencional y mantener los niveles de empleo en localidades históricas como Catriel. Al combinar la potencia del shale que cruza la frontera provincial con la revitalización de sus yacimientos tradicionales, Río Negro se asegura un flujo de ingresos diversificado y un rol político central en la Mesa Energética Nacional.
La Visión de Runrún Energético:
En Runrún consideramos que este es el verdadero “game changer” de la semana. Mientras otros discuten proyecciones, Río Negro está firmando contratos y moviendo tierra. Weretilneck entendió antes que nadie que el negocio no es solo tener el recurso, sino tener el puerto. El desplazamiento del centro de gravedad de Bahía Blanca hacia Punta Colorada es un hecho histórico que le da a la Patagonia una autonomía y un peso económico sin precedentes. Río Negro ya no es solo turismo y manzanas; hoy es el pulmón exportador que la macroeconomía argentina necesita para respirar.
El presidente Javier Milei encabeza esta semana en Nueva York la “Argentina Week”, un evento que ha generado un interés sin precedentes en Wall Street, con cupos agotados y la presencia de los principales fondos de inversión del mundo.
La estrategia oficial presenta un giro disruptivo: el foco ya no está puesto únicamente en la producción de hidrocarburos tradicionales, sino en vender a la Argentina como el hub global para la infraestructura de Inteligencia Artificial (IA). El Gobierno busca capitalizar las ventajas del RIGI para atraer a los “dueños de la energía” que necesitan alimentar megacentros de datos, posicionando el potencial energético nacional como el escenario ideal para la próxima revolución tecnológica.
OpenAI y la apuesta de u$s 25.000 millones: Uno de los pilares de esta misión es la consolidación de la alianza entre OpenAI y la firma local Sur Energy. El proyecto contempla la construcción de un centro de datos masivo en la región patagónica que requeriría una inversión de 25.000 millones de dólares, convirtiéndose en el mayor ingreso de capitales bajo el régimen RIGI hasta la fecha.
Los inversores ven en Argentina una combinación única: disponibilidad de energía limpia (eólica), clima favorable para el enfriamiento de servidores y un marco legal que garantiza estabilidad fiscal por 30 años. Milei busca convencer a Wall Street de que Argentina no es solo una reserva de petróleo, sino la batería que impulsará la IA global.
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Riesgo País en mínimos y el respaldo financiero: La presentación ante los banqueros ocurre en un contexto financiero inmejorable para el relato oficial, con el Riesgo País perforando los 510 puntos y una inflación en franco descenso. La comitiva empresarial que acompaña al presidente destaca que hoy existe un “consenso capitalista” que blinda las reformas estructurales.
Para los dueños de la energía en Nueva York, la Argentina Week representa la oportunidad de entrar en activos estratégicos a precios competitivos, confiando en que el RIGI sea la herramienta definitiva para normalizar el flujo de dividendos y la seguridad jurídica de largo plazo, complementando los grandes proyectos de infraestructura que ya se ejecutan en el sur del país.
La Visión de Runrún Energético:
En Runrún entendemos que este es el “momento de la verdad” para el RIGI. Que Milei elija Wall Street para hablar de la energía vinculada a la IA y no solo del shale de Vaca Muerta, muestra una visión moderna del sector. No se trata solo de sacar crudo; se trata de exportar el valor agregado que genera la energía aplicada a la tecnología de punta. Si se concreta la inversión de OpenAI, Argentina cambiará su perfil productivo para siempre. Es una jugada audaz: transformar el viento y el gas en datos y soluciones tecnológicas globales.
América Latina se encamina a convertirse en el epicentro del crecimiento petrolero global en 2026, impulsada por un “triunvirato de hierro” conformado por Brasil, Guyana y Argentina.
Según el último informe de la consultora estratégica Rystad Energy, estos tres países añadirán más de 700.000 barriles diarios (bpd) de nueva producción durante este año, superando con creces la capacidad de respuesta de otros jugadores históricos como Venezuela o México. Este salto productivo, que complementa el superávit récord reportado por MEGSA, posiciona a Sudamérica como el principal proveedor de crudo incremental fuera del bloque OPEP+, atrayendo inversiones récord en proyectos offshore y desarrollos no convencionales.
Vaca Muerta: eficiencia de clase mundial y u$s 11.000 millones en juego Argentina juega un papel fundamental en este escenario gracias a la madurez de Vaca Muerta. El informe de Rystad destaca que la inversión en hidrocarburos de esquisto (shale) en la región rozará los 11.000 millones de dólares en 2026, con la cuenca neuquina como principal destino.
Este flujo de capital está permitiendo que la eficiencia operativa alcanzada en el shale argentino sea comparada ya con los mejores yacimientos de Estados Unidos (Permian Basin). Esta competitividad garantiza una curva de crecimiento sostenida, permitiendo que Argentina alcance niveles históricos de producción y se consolide como un exportador relevante de crudo liviano hacia mercados de alta demanda.
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El dominio del offshore y la geopolítica del suministro: Mientras Argentina lidera en tierra firme, Brasil y Guyana lo hacen en las profundidades del Atlántico. Brasil continúa su expansión imparable en el Presal, con la entrada en operación de nuevas unidades flotantes (FPSO), mientras que Guyana se mantiene como la estrella de crecimiento más rápido del mundo.
En conjunto, esta “nueva ola” energética latinoamericana genera un alivio en el suministro global, moderando las presiones alcistas de precios. Para Argentina, formar parte de este podio significa no solo un ingreso masivo de divisas, sino una relevancia geopolítica renovada como proveedor estratégico y confiable frente a la volatilidad de Medio Oriente.
La Visión de Runrún Energético:
En Runrún vemos con optimismo este diagnóstico que integra nuestras investigaciones previas con datos globales. Que Argentina comparta el podio con gigantes como Brasil y el fenómeno de Guyana no es casualidad; es el resultado de años de aprendizaje en Vaca Muerta y una geología privilegiada. El desafío ahora es la infraestructura: para que esos 700.000 barriles adicionales lleguen al puerto, necesitamos que los oleoductos y las terminales de exportación avancen al mismo ritmo que los equipos de perforación. Argentina ya no compite contra su propio pasado, ahora compite en las grandes ligas del petróleo mundial.
En un movimiento estratégico para destrabar inversiones de gran escala en la cordillera, la Cámara Minera de Mendoza (CaMEM) manifestó su respaldo formal al proceso de adecuación de la Ley de Glaciares que se debate en el Congreso Nacional.
La entidad empresaria advirtió que la legislación actual presenta vacíos técnicos que afectan la seguridad jurídica, impidiendo el desarrollo de proyectos que son vitales para la economía provincial y nacional. Según la CaMEM, una regulación más precisa no debilita la protección del agua, sino que la fortalece al establecer criterios científicos claros que separan las reservas hídricas estratégicas de las áreas donde la actividad industrial puede convivir con el entorno natural sin riesgos.
Claridad técnica para atraer inversiones: El principal argumento de la Cámara es la necesidad de redefinir el concepto de “ambiente periglacial”. Actualmente, la ambigüedad de la norma ha derivado en interpretaciones judiciales que bloquean proyectos incluso en zonas sin recursos hídricos comprobados.
Para los mineros mendocinos, la reforma es el paso necesario para que el Malargüe Distrito Minero Occidental (MDMO) pueda consolidarse como un polo de atracción de capitales bajo el régimen RIGI. Reglas de juego claras permitirán capturar las inversiones que hoy fluyen hacia otros países, garantizando que Mendoza participe activamente en la provisión de minerales para la transición energética global, como el cobre y el oro.
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Federalismo y armonía ambiental: La CaMEM también hizo hincapié en el respeto a las facultades provinciales sobre sus propios recursos naturales, tal como establece la Constitución Nacional. La propuesta de adecuación busca un equilibrio federal que permita a las provincias ejercer su poder de policía y control ambiental con estándares modernos y auditorías permanentes.
Al eliminar la “incertidumbre regulatoria”, se espera que Mendoza recupere el terreno perdido frente a otras provincias mineras, transformando su potencial geológico en empleo genuino, desarrollo de proveedores locales y una balanza comercial más robusta para los próximos años.
La Visión de Runrún Energético:
En Runrún consideramos que esta es una noticia central porque toca el “nervio” del desarrollo mendocino. No se puede hacer minería del siglo XXI con leyes interpretables del siglo XX. El respaldo de la CaMEM es un voto de confianza a la gestión política que busca normalizar el sector. Sin una Ley de Glaciares clara, el RIGI es solo una promesa. Mendoza necesita que esta reforma avance para que el cobre deje de estar en la montaña y pase a estar en la economía de los mendocinos.
La terminal de Puerto Rosales, en el sur de la provincia de Buenos Aires, se convirtió esta semana en el escenario de una de las mayores operaciones concentradas de exportación de crudo en la historia del shale argentino.
Tres buques tanque de gran porte —el Moscow Spirit, el Monique Glory y el Aqualegacy— cargaron en conjunto más de dos millones de barriles de petróleo proveniente de Vaca Muerta con destino directo a las refinerías de Estados Unidos. Este operativo, que involucra el despacho de más de 300.000 toneladas de hidrocarburos, ratifica la capacidad de la infraestructura portuaria para procesar los crecientes excedentes de producción y posiciona a la Argentina como un proveedor de escala global en el mercado del Atlántico.
Gigantes del mar en la costa bonaerense: La escala de esta operación está marcada por la llegada de buques tipo Suezmax y Aframax, naves que superan los 250 metros de eslora y que exigen una coordinación logística de altísima precisión. Cada uno de estos tanqueros transporta unos 700.000 barriles, un volumen que solo puede ser gestionado gracias a las recientes obras de ampliación en la terminal de Otamérica (Oiltanking).
La modernización del sistema de bombeo y la puesta en marcha de nuevos muelles han permitido reducir los tiempos de carga y aumentar la frecuencia de los despachos, eliminando los cuellos de botella que históricamente limitaban la salida del shale oil neuquino hacia los mercados internacionales.
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Rumbo al superávit energético: El flujo constante de buques desde Puerto Rosales hacia el hemisferio norte es el motor que sostiene la balanza comercial energética positiva del país. Con la producción de Vaca Muerta batiendo récords mes a mes, la exportación se ha vuelto el destino natural de la mayor parte del crudo extraído, ya que la demanda de las refinerías locales se encuentra plenamente satisfecha.
Expertos del sector señalan que esta secuencia de embarques hacia Estados Unidos no es un hecho aislado, sino la consolidación de una ruta comercial estratégica que le permite a las operadoras argentinas capturar precios internacionales y financiar la expansión de sus planes de perforación para 2026 y 2027.
La Visión de Runrún Energético:
En Runrún nos entusiasma ver estas fotos de los “gigantes” cargando en Puerto Rosales. Es la prueba física de que la energía es la nueva soja. Ver salir 2 millones de barriles en una sola tanda operativa es un mensaje claro al mundo: Argentina tiene el recurso, tiene la eficiencia y ahora tiene la salida. El midstream dejó de ser una promesa para convertirse en una realidad que factura en dólares. Si Puerto Rosales sigue a este ritmo, la discusión sobre la falta de divisas va a quedar pronto en el pasado.
En una negociación relámpago que garantiza la continuidad de las operaciones en el corazón del shale argentino, los sindicatos petroleros de la Cuenca Neuquina alcanzaron un acuerdo con las cámaras empresariales (CEPH y CEOPE).
El pacto incluye un ajuste salarial alineado con los índices inflacionarios del primer trimestre de 2026 y la implementación de un “súper bono” de gratificación no remunerativo que se percibirá en dos tramos. Este acuerdo no solo desactiva cualquier foco de conflicto en un momento de récords productivos, sino que consolida a la industria petrolera como el sector con los mejores estándares salariales del país, reflejando la alta especialización que demanda la actividad no convencional.
Incentivo a la productividad y estabilidad: El sindicato liderado por Marcelo Rucci destacó que el bono extraordinario es un reconocimiento al esfuerzo de los trabajadores que han permitido alcanzar niveles de fractura y perforación sin precedentes. Para las empresas operadoras, la firma de este acuerdo representa la seguridad jurídica laboral necesaria para sostener los planes de inversión anunciados para este año.
La “paz social” es un activo intangible pero crítico en Vaca Muerta: un día de paro en la cuenca representa pérdidas millonarias y afecta los compromisos de exportación asumidos, por lo que este cierre paritario es visto con alivio tanto por el sector privado como por el Gobierno nacional.
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Impacto en la economía regional: La inyección de fondos proveniente del aumento y los bonos tendrá un impacto inmediato en el consumo y la actividad comercial de ciudades como Neuquén, Añelo y Rincón de los Sauces. Con salarios que triplican el promedio nacional, el sector petrolero sigue funcionando como el principal motor de la economía regional.
Sin embargo, el acuerdo también pone presión sobre los costos operativos de las empresas de servicios (pymes locales), que deberán absorber estos incrementos mientras intentan mantener la eficiencia competitiva que exige el mercado internacional.
La Visión de Runrún Energético:
En Runrún sabemos que Vaca Muerta es una máquina que no puede parar. El acuerdo alcanzado por Rucci y los jerárquicos es una excelente noticia para la industria; demuestra que hay madurez para negociar sin llegar al conflicto extremo. Un operario bien pago es un operario eficiente, y en una industria de riesgo como la nuestra, la motivación es clave para la seguridad. Con los sueldos asegurados, ahora el foco vuelve a estar donde debe: en los récords de producción y en que el crudo siga fluyendo hacia los puertos.
Un cambio de marea se está gestando en el mercado global del petróleo no convencional. Informes recientes de consultoras como Rystad Energy indican que la cuenca del Permian, el motor que convirtió a Estados Unidos en el mayor productor mundial, está mostrando signos de fatiga operativa y una menor productividad por pie perforado.
Ante el agotamiento de los “puntos dulces” (sweet spots) en Texas y Nuevo México, las grandes operadoras internacionales han comenzado a girar sus radares hacia la Cuenca Neuquina. Vaca Muerta aparece hoy como la única formación en el mundo capaz de ofrecer pozos que, en promedio, son un 65% más productivos que los de su par norteamericano.
La geología argentina como refugio de inversión: Mientras que un pozo promedio en el Permian acumula unos 600.000 barriles, los desarrollos actuales en Vaca Muerta ya alcanzan el millón de barriles de producción acumulada. Esta superioridad geológica se complementa con un espesor de roca que permite múltiples niveles de navegación, algo que el shale de EE. UU. ya ha explotado casi al límite.
Los técnicos destacan que la “ventana de petróleo” argentina es mucho más generosa y resiliente; con un breakeven que ya perforó los u$s 40 en las zonas core, la formación neuquina es capaz de sostener la rentabilidad incluso en escenarios de precios internacionales moderados (Brent a u$s 60-70).
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Competitividad y eficiencia operativa: El estancamiento en EE. UU. viene acompañado de un aumento en los costos de servicios. En contraste, Argentina ha logrado una curva de aprendizaje que para 2026 proyecta un récord de 28.000 etapas de fractura anuales. Si bien el Permian todavía lidera en velocidad de completación (200 días para un pad de cuatro pozos frente a los 234 de Vaca Muerta), la brecha se está cerrando rápidamente.
Este escenario proyecta para 2026 una llegada masiva de equipos de perforación de última generación que buscan replicar el éxito del modelo estadounidense en suelo neuquino, traccionando inversiones de gigantes como Shell, que acaba de ratificar u$s 700 millones para este año.
La Visión de Runrún Energético:
En Runrún siempre dijimos que Vaca Muerta era la “joya de la abuela”, pero ahora es la joya que todo el mundo quiere comprar. Que el Permian esté llegando a un techo es la mejor noticia para nosotros: nos quita un competidor directo por el capital financiero. Estamos ante una ventana de oportunidad histórica: si logramos mantener la estabilidad y las reglas del RIGI, Argentina puede heredar el trono que Estados Unidos empieza a dejar vacante en el mundo del petróleo no convencional.
En el marco de un plan integral de modernización de las relaciones laborales en sectores estratégicos, organismos estatales de Trabajo y Derechos Humanos han iniciado un proceso de monitoreo sobre la implementación de políticas de igualdad y prevención de violencias en empresas del sector minero.
Estas auditorías buscan garantizar que los proyectos, especialmente aquellos ubicados en zonas de alta montaña y campamentos remotos, cuenten con protocolos robustos de convivencia, equidad de género y canales de denuncia efectivos. La iniciativa responde a la creciente exigencia de estándares internacionales de gobernanza (ESG) que demandan que el crecimiento económico de la minería vaya acompañado de un desarrollo social inclusivo y entornos de trabajo seguros para todos sus colaboradores.
Certificación de entornos laborales seguros: El monitoreo pone especial énfasis en la capacitación bajo normativas de prevención de violencias y en la revisión de los procesos de ascenso y contratación para eliminar brechas de género. Desde el sector señalan que la profesionalización de estas áreas no solo mejora el clima laboral y la retención de talento, sino que también es un requisito indispensable para las operadoras que buscan financiamiento en mercados globales.
La transparencia en la gestión de los recursos humanos se ha convertido en un activo crítico: empresas con mejores indicadores de igualdad demuestran una mayor capacidad operativa y una menor conflictividad interna, factores que los inversores monitorean con la misma rigurosidad que los datos de producción.
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Hacia una minería con perspectiva de futuro: La incorporación de más mujeres y diversidades en puestos técnicos y de decisión es uno de los desafíos más grandes que enfrenta la industria minera argentina. Este esquema de monitoreo oficial actúa como un incentivo para que las pymes proveedoras y las grandes operadoras alineen sus reglamentos internos con las mejores prácticas mundiales.
Al fortalecer la cultura organizacional, la industria minera no solo cumple con su responsabilidad social, sino que también mejora su licencia social en las comunidades donde opera, demostrando que el desarrollo minero del siglo XXI es inseparable del respeto a los derechos humanos y la promoción de la igualdad de oportunidades.
La Visión de Runrún Energético:
En Runrún celebramos que la agenda de igualdad llegue a los yacimientos. No se puede hablar de una minería de vanguardia si no garantizamos que cada trabajador y trabajadora se sienta seguro en su puesto. Este tipo de monitoreos ayuda a profesionalizar el sector y a romper con viejos prejuicios, atrayendo a nuevos talentos que la industria necesita desesperadamente. Una empresa que cuida a su gente es, al final del día, una empresa más productiva y sustentable en el tiempo.
Como parte de su programa de fiscalización y remediación ambiental, el Gobierno de Tierra del Fuego ha intensificado las tareas de supervisión sobre el abandono definitivo de pozos petroleros que han cesado su producción.
El proceso, conocido como cierre técnico, consiste en el sellado hermético de las perforaciones mediante tapones de cemento colocados a profundidades estratégicas, con el objetivo de aislar las formaciones geológicas y prevenir cualquier tipo de contaminación en los acuíferos subterráneos. Esta acción es fundamental para asegurar que el ciclo de vida de los yacimientos convencionales en la isla concluya de manera segura, eliminando riesgos para el ecosistema fueguino y cumpliendo con las normativas ambientales vigentes.
Seguridad hídrica y remediación del suelo: La Secretaría de Energía provincial destacó que cada plan de abandono presentado por las operadoras debe pasar por una rigurosa auditoría técnica. No se trata solo de tapar el pozo, sino de garantizar que no existan filtraciones de gas o petróleo residual hacia la superficie o hacia las napas de agua dulce.
Una vez finalizado el sellado del pozo, las empresas están obligadas a realizar la remediación del suelo circundante y el retiro de toda la infraestructura de superficie, permitiendo que el terreno recupere sus condiciones naturales. Este control es vital en una provincia donde la convivencia entre la industria extractiva y la preservación del paisaje es un eje central de la política pública.
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El costo del final del ciclo: El cierre de pozos representa un desafío logístico y financiero para las operadoras, quienes deben destinar inversiones específicas para esta etapa “no productiva”. Sin embargo, las autoridades fueguinas han sido claras en que no se permitirán pozos inactivos sin un plan de cierre definido, evitando así la acumulación de pasivos ambientales que luego deban ser afrontados por el Estado.
Para el sector, este proceso también abre oportunidades para empresas locales de servicios especializadas en remediación y sellado técnico, generando una microeconomía de servicios ambientales que acompaña el declive natural de los yacimientos más antiguos de la cuenca austral.
La Visión de Runrún Energético:
En Runrún celebramos que se hable del final del ciclo con la misma seriedad que del inicio de la perforación. Una industria madura se mide por cómo cuida el suelo cuando se retira. Que Tierra del Fuego lidere estos controles es una señal de que la provincia entiende que la licencia social para seguir explorando depende, en gran medida, de lo bien que se limpien las huellas del pasado. El petróleo se termina, pero el agua y la tierra deben quedar intactos para las próximas generaciones.
En una medida orientada a proteger a los sectores más vulnerables ante la llegada de las bajas temperaturas, el Gobierno de la Provincia del Neuquén oficializó la compra directa de 32.000 garrafas de Gas Licuado de Petróleo (GLP).
La inversión, que asciende a más de 935 millones de pesos, busca cubrir el vacío dejado por la falta de implementación de los programas nacionales de subsidio energético. Con esta decisión, la administración de Rolando Figueroa reafirma su compromiso de que el recurso gasífero llegue primero a los neuquinos, priorizando a los hogares que aún no cuentan con acceso a la red troncal de gas natural en los parajes y localidades del interior provincial.
Inversión propia y logística territorial : La operatoria contempla la adquisición de envases de 10 kilos a la empresa YPF Gas SA, con un costo unitario de 15.000 pesos. Para asegurar que el beneficio llegue a destino sin demoras, la provincia contrató a Hidrocarburos del Neuquén SA (Hidenesa) para coordinar el transporte y la distribución en todo el territorio.
El esquema de entrega prevé que 21.000 garrafas se destinen a los departamentos del interior, donde las condiciones climáticas son más extremas, mientras que las 11.000 restantes reforzarán la asistencia en la zona de la Confluencia. Esta descentralización busca optimizar los tiempos de respuesta y garantizar un stock crítico antes del inicio del invierno.
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Soberanía energética provincial: La decisión de avanzar con fondos propios se tomó ante la ausencia de un convenio firmado con el Estado Nacional para el financiamiento del Fondo Fiduciario para Subsidios de Consumos Residenciales de Gas. Desde el Ejecutivo provincial señalaron que no se puede esperar a los tiempos burocráticos de Nación cuando está en juego la calefacción y la cocción de alimentos de miles de familias.
La medida se suma a otras acciones estratégicas, como el reciente traslado de plantas de GLP para ampliar redes en Moquehue, consolidando un plan integral que busca reducir la brecha de infraestructura energética en una provincia que es, paradójicamente, la principal productora de gas del país.
La Visión de Runrún Energético:
En Runrún destacamos esta gestión como un acto de justicia elemental. Es inaceptable que en la provincia que alimenta de gas a toda la Argentina existan hogares pasando frío. El esfuerzo financiero de la provincia para suplir la ausencia nacional es notable, pero también marca la necesidad urgente de terminar las obras de red pendientes. Mientras el gasoducto no llegue a la puerta de cada neuquino, la garrafa social seguirá siendo el salvavidas indispensable que el Estado debe garantizar.
Venezuela tiene previsto enviar un cargamento de petróleo crudo a Israel. Será el primero en varios años. No hubo anuncio oficial y el movimiento se manejó con bajo perfil, según personas con conocimiento de la operación. Todavía no hay fechas cerradas para el arribo.
Según Bloomberg, el cargamento irá a Bazan Group, el principal refinador israelí. Las fuentes dijeron que el acuerdo no se comunicó y que tampoco se difundieron detalles comerciales. En el mercado, el destino llamó la atención porque no es habitual para el crudo venezolano.
En enero, fuerzas estadounidenses capturaron al presidente venezolano Nicolás Maduro. La administración de Donald Trump anunció luego que pasaría a controlar la comercialización del petróleo del país.
El último envío de crudo venezolano a Israel fue a mediados de 2020. En ese momento, el país importó cerca de 470.000 barriles, según datos de Kpler. Bazan Group, también conocida como Oil Refineries Ltd, declinó hacer comentarios. El Ministerio de Energía de Israel tampoco respondió consultas.
En las semanas posteriores comenzaron a verse movimientos hacia destinos distintos para el crudo venezolano, aunque varios envíos no se hicieron públicos ni quedaron del todo claros.
Hasta la captura de Maduro, la mayor parte del crudo venezolano se vendía a China. En las últimas semanas aparecieron cargamentos con destino a India, España y Estados Unidos. Israel se suma ahora a esa lista. El cuadro todavía no está cerrado y los flujos siguen ajustándose.
En enero, la situación dentro de la OPEP resultó tensa. Aunque el conjunto produjo menos petróleo, los mercados observaban con atención cada indicio de desequilibrio. Este descenso sucede mientras, en otro extremo, Venezuela logra avances notorios. Allí, tras meses de caída, la extracción casi alcanza nuevamente el umbral de un millón de barriles por día.
El 9 de febrero de 2026, una revisión realizada por Reuters mostró que la producción de la OPEP durante enero descendió 60.000 barriles diarios frente a diciembre. En conjunto, llegó a 28,34 millones de bpd. Aunque ciertos países aumentaron su extracción, el panorama general reflejó reducciones sostenidas. Factores técnicos influyeron, junto con restricciones estructurales prolongadas. La disminución persiste sin relación directa con mejoras operativas recientes.
Fue sobre todo por lo que ocurrió en Nigeria y Libia. Operaciones interrumpidas afectaron las salidas desde Nigeria. Las cargas se vieron limitadas allí debido a problemas de transporte. En Libia, condiciones climáticas adversas causaron cierres portuarios. Algunos muelles importantes dejaron de funcionar temporalmente. Esto ya ha sucedido antes en ese territorio. Interrupciones fuera del control comercial son comunes en dicho lugar.
Pese a la demanda elevada, Irán extrajo volúmenes menores. Debido a las restricciones impuestas por Estados Unidos, sus envíos al exterior se mantienen limitados. Aunque el mercado global necesita más suministro, su participación sigue disminuyendo. Como consecuencia, su influencia en el comercio energético mundial permanece restringida.
Un descenso siguió a la medida de OPEP+, tras decidir detener subidas programadas desde comienzo del año 2026. En lugar de añadir crudo, el grupo priorizó estabilidad; algunos miembros funcionan casi al límite actualmente. Más aún, sus esfuerzos giran hacia conservación de infraestructura antes que crecimiento productivo. La revisión responde así a limitaciones físicas, no solo decisiones estratégicas entre países aliados.
Por otro lado, Venezuela tomó un rumbo distinto. Superando los 600.000 barriles por día, la Faja del Orinoco impulsó el total productivo hasta acercarse al millón de bpd. Ese nivel no ocurría desde hace mucho tiempo. Tras una extensa etapa de descenso, ahora hay indicios claros de giro en la trayectoria.
Un alza ocurrió gracias a que dejaron de reducir producción dentro del país junto con mejores condiciones para vender petróleo al exterior. Como las restricciones bajaron, fue posible sacar reservas almacenadas, encender nuevamente perforaciones paralizadas y continuar iniciativas sin avance por ausencia de compradores.
Ahora el escenario político es distinto. Luego de una larga etapa marcada por la inestabilidad y ausencia de recursos, el sector petrolero del país se ajusta a condiciones distintas: normativas renovadas, colaboraciones con compañías internacionales entran en juego, mientras que mantener los envíos al exterior gana prioridad.
Lejos aún de máximos pasados, la mejora pone otra vez a Venezuela bajo observación comercial, especialmente en petróleos densos. Con continuidad en esta tendencia, las refinerías podrían ver cambios, así como los patrones de valoración.
Con el panorama actual, domina una tensión notable en el mercado. Parte de la OPEP reduce su suministro. Al mismo tiempo, vuelven lentamente los barriles procedentes de Venezuela. Varios productores trabajan cerca del máximo posible. Ya desde principios de 2026, cualquier falla significativa resultaría compleja de absorber.
La Cuenca Pérmica representa el 50% de la producción de EE.UU.
La caída en el precio internacional del petróleo, una baja considerable en los márgenes de ganancias de los productores de petróleo de Estados Unidos sumados a una reducción en los rendimientos de los pozos de la Cuenca Pérmica están llevando a los productores de shale estadounidenses a expandir sus fronteras hacia nuevas cuencas. En este contexto, Vaca Muerta aparece como un play atractivo para la inyección de capital.
«Los productores estadounidenses de esquisto se encuentran en una crisis de la mediana edad: saben que sus mejores días de crecimiento ya han quedado atrás», reza un artículo del Wall Street Journal publicado hoy. A principios de este año, Harold Hamm, el magnate estadounidense conocido como “el rey del fracking” anunciaba que por primera vez en su historia detendría las perforaciones en la formación Bakken, en Dakota del Norte: “No hay necesidad de perforar cuando los márgenes prácticamente han desaparecido”, dijo el fundador de Continental Resources en una entrevista que brindó en enero.
Uno de los principales factores que llevó a Hamm a detener su actividad en Bakken, su formación estrella, fue que el breakeven para la perforación de un pozo pasó a valuarse en los US$ 58 por barril. En Vaca Muerta, en cambio, se ubica en torno a los US$ 45. En esta misma línea, la promesa del presidente Donald Trumpde llevar el barril a los US$ 50 fue vaticinada por algunos especialistas como un determinante para reducir operaciones en todas las cuencas estadounidenses, incluidas el Permian.
En enero Hamm declaró a Bloomberg que “mucha gente está evaluando su actividad en todas las cuencas”. Este análisis derivó en la llegada de Continental Resources a Vaca Muerta.
En septiembre pasado el magnate se reunió con el presidente Javier Milei y dio a conocer que su compañía había adquirido a Pluspetrol el bloque Los Toldos II Oeste, convirtiéndola en la primera petrolera norteamericana en desembarcar en Argentina en los últimos 10 años. Además, el rey del fracking adquirió campos no convencionales en Turquía.
La nueva fase de los no convencionales
Harold Hamm junto a Javier Milei durante su visita a Argentina en septiembre pasado.
Ahora el modelo de Hamm podría replicarse a nuevos jugadores. El mensaje del multimillonario no pasó desapercibido entre los productores que exploran entrar en la fase del Shale 2.0, una nueva era de los no convencionales que abre la posibilidad a replicar el exitoso modelo del Permian y expandir las fronteras hacia otros cuencas más rentables.
La suma de factores ha conducido a los productores de shale a una “crisis de mediana edad”, asegura el WST: “Muchos han combinado fuerzas, y algunos están gastando capital extra para sacar el máximo provecho de la superficie que les queda (en Estados Unidos). Más recientemente, han comenzado a buscar esquisto en el extranjero”, reza el artículo.
Entre ellos, otra de las firmas que decidió abrir el juego fue EOG Resources -la petrolera independiente que es emblema de la eficiencia-que obtuvo una concesión para la exploración de 900,000 acres en los Emiratos Árabes Unidos, convirtiéndolo en su proyecto más ambicioso por fuera de EE.UU. De hecho, EOG había sido una de las pioneras en Vaca Muerta cuando en 2011 realizó las primeras perforaciones en Bajo del Toro junto a YPF. En 2016 finalmente decidía retirarse de Argentina para enfocar su actividad en su país de origen.
La caída de la producción en el Permian, la madre de la mirada al extranjero
Vaca Muerta, en la mira de los productores norteamericanos que buscan mayor rentabilidad luego de la caída de rendimiento de Permian.
La tendencia de abrirse al extranjero por parte de las compañías norteamericanas había tenido un primer auge en 2010 cuando los productores analizaban esa posibilidad, lo que determinó que a se período se lo conociera como «Global Shale 1.0». Sin embargo, analistas atribuyen a la exitosa producción en el Permian como la causante de que ese plan fracasara.
“Los tiempos han cambiado, y las condiciones ahora están maduras para la fase Global Shale 2.0. La cuenca del Permian sigue siendo un broteo, pero los pozos no son tan prolíficos como solían ser. En promedio, los pozos del Permian perforados por primera vez en 2016 en la formación Wolfcamp se estimaba que producían 65 barriles por pie lateral perforado. Se espera que los pozos perforados el año pasado produzcan 46 barriles por pie”, sostienen desde el periódico económico.
Según las estimaciones de los analistas consultados, el Wall Street Journal asegura que a los productores estadounidenses les quedan menos de 10 años de pozos de primer nivel: “Los productores norteamericanos de gran capitalización tienen en promedio alrededor de 7,5 años de inventario de perforación de esquisto de alta calidad. A los pequeños y medianas productores les va peor, con un promedio de 2,5 años de inventario de esquisto de alta calidad”, sentencia.
Maquieyra fue uno de los articuladores con la oposición del capítulo energético de la Ley de Bases.
Tras su reciente designación como director titular por la Clase D, Martín Maquieyra se integró a las funciones de gobierno de YPF, que conduce Horacio Marín como presidente y CEO. El exlegislador pampeano, cuya llegada se formalizó a fines de enero tras vencer su mandato el 10 de diciembre, desempeñará un rol en el Comité de Sustentabilidad y Riesgos de la petrolera,
La incorporación de Maquieyra es parte de los movimientos que llevaron a la designación del jefe de Gabinete, Manuel Adorni, en representación del Estado como Director Titular clase A, lo que le asegura al funcionario nacional la Acción de Oro en la compañía.
Estos cambios se dan como parte de una reconfiguración del Directorio que YPF comunicó días atrás a la Comisión Nacional de Valores, tras la reunión del 30 de enero, donde se produjeron movimientos internos de piezas clave del Gobierno nacional.
Tal como anunció la compañía, uno de los cambios más significativos fue el de Guillermo Francos, quien ya formaba parte del Directorio pero se desempeñaba en representación de la Clase A. Con la nueva estructura, dejó ese lugar para asumir como director titular Clase D, en tanto que se aceptaron las renuncias de Eduardo Rodríguez Chirillo y José Rolandi.
Manuel Adorni con la Acción de Oro
Ese espacio vacante en la Clase A fue ocupado por Adorni, quien comunicó su renuncia a percibir honorarios por el cargo. El control de la acción de oro es de gran relevancia para la estructura societaria de YPF, ya que otorga poder de veto en decisiones trascendentales y requiere de su voto afirmativo para definiciones específicas de la organización.
La llegada de Maquieyra al board responde a un perfil que combina formación académica con experiencia en el terreno legislativo. El exlegislador es Magíster en Gestión en Gas y Petróleo y cuenta con posgrados en economía y desarrollo sustentable, lo que le otorga perfil técnico para los desafíos que enfrenta la industria energética.
Su activo más valorado por el Gobierno fue su capacidad de articulación durante el debate de la Ley Bases. Como vicepresidente de la Comisión de Energía y Combustibles de la Cámara de Diputados, Maquieyra fue el negociador central para consensuar con los bloques opositores los capítulos referidos a la reforma energética, que representaban una parte sustancial del proyecto oficial.
Este rol legislativo -ingresó al Parlamento en 2016 en reemplazo de Carlos Mac Allister y renovó su banca en 2017 y 2021- fue captado por el Gobierno como un activo por el cual le ofrecieron estar en el board de YPF.
Con estos cambios, el Directorio de la petrolera termina de definir los perfiles de sus comités de seguimiento, de cara a la próxima reunión prevista para finales de febrero, donde se continuará con la agenda técnica y de inversiones de la firma.
“Cuando alguien les dice ‘esta vez es diferente’, lo primero que ustedes saben es que esta vez no es diferente. Seguro que es mentira. Bueno, lo primero que quiero decirles para empezar este discurso es que está vez es diferente. Y quiero explicarles por qué”, aseguró Demian Reidel el 23 de abril del año pasado ante los socios del Rotary Club de Buenos Aires, horas antes de ser designado presidente de Nucleoeléctrica Argentina.
“Les voy a contar un chimento. A las 4 de la tarde a mí me hacen presidente de Nucleoeléctrica, que es la empresa del Estado que se ocupa de manejar las centrales nucleares. Y no es que quiera señalar a la gente con el dedo, pero él, el doctor Marcelo Famá, va a acompañarme en la gestión como gerente general. Nos conocemos como hace 30 años”, subrayó. “Vamos a traer un management absolutamente top, son casi todos ingenieros o físicos del Balseiro porque vamos a desarrollar el programa nuclear”, agregó.
Famá fue desplazado el 21 de enero de su cargo luego de una denuncia interna por querer avalar un contrato con un supuesto sobreprecio de 140% y Reidel, quien intentó sostenerlo hasta último momento y perdió la votación dentro del directorio, siguió sus pasos este lunes, dejando la conducción de la compañía, a menos de diez meses de haber asumido y luego de perder el respaldo de la secretaria general de la presidencia, Karina Milei, y del principal asesor presidencial, Santiago Caputo.
Más allá de las denuncias por corrupción que aparecieron en todos los medios, y que también incluyeron sospechas por la reciente cancelación en un solo pago de una deuda bancaria de 825 millones de pesos por parte del físico egresado del Balseiro, lo preocupante a nivel sectorial es la falta de avances del Plan Nuclear Argentino, del que Reidel fue nombrado responsable por el presidente Javier Milei.
Desde la finalización de Atucha II en 2014 el sector nuclear no ha podido concretar ninguno de los proyectos que se propuso. En el camino quedaron el plan para construir el Carem, los acuerdos con China para avanzar con las centrales nucleares de potencia Atucha III y IV, la reactivación o reconversión de la Planta Industrial de Agua Pesada, la expansión del ciclo de combustible —en sus etapas de conversión y fabricación— y la reactivación de la exploración y explotación de la minería de uranio, eslabón inicial de la cadena productiva, pese a que el país cuenta con reservas significativas de ese mineral.
Los distintos gobiernos han hecho numerosos anuncios, más o menos rimbombantes, durante los últimos años destinados a reactivar el sector, que luego se frustraron por falta de recursos y problemas de gestión. El Plan Nuclear Argentino asoma como un exponente más de ese fracaso.
El Plan Nuclear Argentino
Reidel presentó el Plan Nuclear el 20 de diciembre de 2024 en un acto en la Casa Rosada junto al presidente Milei y el titular del Organismo Internacional de Energía Atómica (OIEA), Rafael Grossi. Ese día se anunció también la creación del Consejo Nuclear Argentino, órgano presidido por Reidel e integrado por el Jefe de Gabinete, el ministro de Defensa y el titular de la CNEA.
“El primer paso de este plan es la construcción de un reactor SMR (pequeño reactor modular, según su sigla en inglés) en el predio de Atucha, aunque la tecnología es nueva, gracias al estado avanzado de la ingeniería, el apoyo técnico de la OIEA y a la decisión política firme del presidente Milei, existe una amplia probabilidad de que la Argentina sea la primera nación en producir y comercializar este innovador modelo de reactor nuclear”, sostuvo Reidel.
Luego agregó que “este hito no solamente asegurará nuestra soberanía energética, sino que también nos permitirá replicar este éxito en el territorio nacional y exportar esta tecnología al mundo. Este reactor puede instalarse en muchos más tipos de terrenos que los anteriores modelos, lo cual permitirá industrializar zonas que hoy están despobladas. Esto facilitará el acceso a la energía en todo el país. Los cortes de luz serán apenas un mal recuerdo de una época en la que la Argentina desaprovechaba nuestros enormes recursos”.
Las 3 fases del Plan Nuclear Argentino
La construcción del reactor SMR forma parte de la primera de las tres fases del Plan Nuclear. “¿Qué es la fase 1 del Plan Nuclear Argentino? –explicó Reidel en el Rotary Club en abril—Construir 4 módulos de 300 MW de potencia cada uno en el sitio de Atucha, para sumar un total de 1.200 MW. Eso es casi 10% de la demanda energética de Argentina, pero eso es solo la primera parte de la fase 1”, afirmó.
“El deadline original para la construcción de estos reactores eran 5 años. La verdad es que hablé con muchos de los ingenieros que están involucrados, con la parte regulatoria, y dijeron que es absolutamente imposible hacerlo en 5 años, que no hay ninguna manera de hacerlo en 5 años. Yo la verdad que los escuché y ahora el deadline es de 4 años y medio. Como sigan jodiendo con que es imposible, vamos a seguir bajando. Mi objetivo de verdad es ganarle a ese deadline”, remarcó.
La mirada incrédula de los presentes lo llevó en ese momento a bromear con aquella frase de Carlos Menem sobre los vuelos espaciales que se iban a remontar a la estratósfera. “Para que no se parezca a lo del cohete de Anillaco, yo les digo que esto es verdad”, aseguró entre risas imitando el acento del caudillo riojano.
“Les voy a dar los nombres de los tres ingenieros principales que están con la patente. Son Palito, Vivi y Koro, no Pablo Florido, Viviana Ishida y Sergio Korochinsky. Son amigos míos. Koro era compañero mío en el Balseiro”, agregó para tratar de llevar confianza.
Aquel día sostuvo también que la fase 2 consolidaría a Argentina como exportador de este tipo de reactores y también de uranio, el combustible necesario para que funcionen. «Vamos a hacer como con el ‘modelo ‘Gillette’, que vende las maquinitas de afeitar y los repuestos», en referencia al reactor y los elementos combustibles.
Por último, aseguró que la fase 3 contempla la construcción de una ciudad nuclear en la Patagonia en la que se puedan instalar, según puso como ejemplo, 400 pequeños reactores modulares para albergar centros de datos.
¿Qué se cumplió hasta ahora?
Si bien transcurrió poco más de un año desde la presentación del Plan Nuclear, el gobierno no ha brindado mayores precisiones sobre su avance. Existe un grupo de ingenieros trabajando en el primer SMR argentino, pero no hubo una presentación formal del ACR-300 diseñado por INVAP para su aprobación o licenciamiento en Argentina. Tampoco se ha mencionado quién financiará su construcción ahora que el Estado ya no aporta fondos, ni se informó sobre la firma de contratos para la ingeniería y construcción con empresas EPC (Engineering, Procurement, Construction). Además, no hay registros de excavaciones, movimientos de tierra, construcción de cimientos u otras obras físicas vinculadas al ACR-300 en el predio de Atucha.
Las internas dentro de Nucleoeléctrica incluso han amenazado con demorar la ejecución de la extensión de vida de Atucha I, según advirtió el mes pasado la gerencia encargada de ejecutar esa tarea.
Lo que sí hizo el gobierno fue crear en diciembre una Secretaría de Asuntos Nucleares para tratar de lograr mayor dinamismo en la ejecución de las políticas públicas relacionadas con el desarrollo nuclear. Al frente de esa oficina puso a Federico Ramos Napoli, un joven de 31 años, abogado especializado en derecho administrativo y corporativo, sin experiencia en el sector más allá de su paso fugaz por Dioxitek durante este mismo gobierno.
Los expertos consultados por EconoJournal coincidieron en que Argentina puede desarrollar pequeños reactores modulares como el ACR-300, pero afirman que con un reactor nuevo como este –por eso ha sido patentado- la construcción podría llegar a demorar diez años. Reidel dijo en abril que, si le seguían diciendo que era imposible, iba a reducir todavía más el plazo de construcción, fijado en cuatro años y medio no para uno sino para los cuatro reactores de la fase 1. En todo momento insistió con que esta vez iba a ser diferente. Falta saber qué dice ahora.
El sistema eléctrico argentino atraviesa una transformación profunda. Con la entrada en vigencia de la Resolución SE N° 400, el país inaugura un nuevo esquema en el que las distribuidoras de energía deben avanzar hacia la contractualización directa del 75% de la demanda eléctrica.
Esto implica un cambio de paradigma respecto al modelo vigente, donde CAMMESA concentraba la compra de energía y la vendía a las distribuidoras bajo un régimen regulado y subsidiado.
Claudio Bulacio, gerente de la Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica de la República Argentina (ADEERA), analizó las condiciones necesarias que supone el nuevo marco de cara a la reconfiguración del vínculo entre empresas generadoras y distribuidoras.
“Estamos avanzando hacia la contractualización del 75% de la demanda, aunque por un tiempo la demanda estará cubierta por la generación asignada”, manifestó el directivo en diálogo con Energía Estratégica.
En esta etapa de transición, los contratos ya firmados por CAMMESA seguirán vigentes, pero las distribuidoras comienzan a negociar acuerdos propios con los generadores, que marcarán el rumbo futuro del mercado.
Uno de los puntos más críticos para que esta contractualización se materialice se requiere el reconocimiento de costos, el posterior el traslado de los precios a los clientes (considerando que a tarifa que le corresponde a las distribuidoras es el valor agregado de distribución con los contratos) y la validación de los entes reguladores, responsables de autorizar que esos contratos formen parte de la tarifa final que paga el usuario.
“Ningún distribuidor hará ningún contrato con un generador si no tiene el aval del regulador para poder trasladar el precio a la tarifa final. Cuanto más competencia haya entendemos que los precios van a ser mejores y eso daría lugar a una tarifa menor, pero en definitiva todos los distribuidores necesitarán el aval del ente”, señaló Bulacio.
“El mecanismo todavía no está previsto, pero los distribuidores podrían tener una carta de oferta del generador, presentarla al regulador para asegurar que sea un precio razonable y, una vez aprobado, se firmarán los contratos y entrarán en vigencia”, agregó.
¿A qué plazos se podrían esperar los PPA? Si bien el actual abanico de contratos bajo el Mercado a Término de Energías Renovables (MATER) es muy amplio, entre 3 a 10 años aproximadamente, el gerente de ADEERA estimó que la primera etapa podría ser menor hasta consolidar PPAs a largo plazo una vez se consolide la normativa y el modelo de contractualización.
“Primeramente, alguien podrá optar por un contrato de 3-9-12 meses para ver cómo funciona, tener la gimnasia de la contratación. Pero cuando el mercado madure, los contratos casi necesariamente serán a largo plazo”, indicó.
“Los contratos cuando a más largo plazo sean, habrá mejores ofertas de los generadores y precios. Pero la verdad es que no hay plazos definidos, y está bien que sea así, porque las partes encontrarán el mejor plazo para avanzar”, continuó.
Con lo cual, las inversiones en nuestro sector son a largo plazo, entonces puede haber alguna cuestión de oportunidad.
A esta transformación contractual se suma la necesidad de modernizar la infraestructura de red, de dejar atrás el paradigma unidireccional y analógico del siglo pasado, para dar paso a redes inteligentes, seguras, resilientes y bidireccionales, capaces de operar en un sistema descentralizado e interconectado, donde distribuidores podrán actuar como la plataforma física y comercial para el proceso de la transición.
Para ello, ADEERA viene trabajando en iniciativas concretas para viabilizar este nuevo esquema. Entre ellas, se destaca la propuesta de implementar sandboxes regulatorios, entornos de experimentación controlada donde empresas y reguladores pueden probar esquemas tarifarios o tecnológicos innovadores, fuera del marco regulatorio tradicional.
“Planteamos un mecanismo Sandbox Alpha y hemos tenido reuniones con entes reguladores para hacer una prueba voluntaria para los usuarios”, indicó Bulacio, quien confía en que estos ensayos permitirán validar soluciones replicables para todo el país.
Durante 2025, la Empresa Distribuidora de Electricidad de Salta (Edesa) presentó formalmente la propuesta del primer sandbox institucionalizado de Argentina en la audiencia pública convocada por el Ente Regulador de los Servicios Públicos de Salta (Enresp), a fin de convertirse en pionera en el uso de esta herramienta.
En este caso, el sandbox no se limitó al aspecto tarifario, sino que abarcó aspectos vinculados a la resiliencia del sistema, desarrollo de redes y soluciones adaptadas a la realidad local, marcando un precedente regulatorio para otras jurisdicciones.
CIDEL 2026: el punto de encuentro del futuro eléctrico
Todas estas transformaciones y desafíos confluirán en el Congreso Latinoamericano de Distribución Eléctrica (CIDEL) Argentina 2026, que se celebrará del 14 al 16 de octubre en la ciudad de Buenos Aires, y que es organizado por ADEERA y CACIER como espacio estratégico para que especialistas de distribuidoras, generadores, universidades, consultoras y entes de regulación intercambien visiones y experiencias sobre el futuro del sistema de distribución en la región.
“La idea es que los especialistas puedan presentar un trabajo técnico, que será evaluado por un comité, y los mejores serán expuestos en sesiones técnicas”, anticipa el gerente de la entidad, quien invita a todos los actores del sector a sumarse al debate y aportar soluciones técnicas para acelerar la transición energética.
El próximo 19 de febrero a las 11 horas de Argentina se llevará a cabo un nuevo webinar gratuito, titulado “Energías renovables en Argentina: Oportunidades en el nuevo contexto de inversión”, organizado por Energía Estratégica.
El encuentro reunirá a representantes de alto nivel de compañías líderes en generación, desarrollo, fabricación e innovación tecnológica, con el objetivo de analizar en profundidad los nuevos marcos normativos y las oportunidades de articulación que emergen para el sector, considerando que el país impulsa una transformación estructural del sistema energético, avanzando hacia un modelo que promueve contratos bilaterales a través del Mercado a Término (MAT) como mecanismo principal.
En este contexto, el webinar virtual y gratuito contará con la participación de Cristhian Romero, Business Development Manager Latam de Gonvarri Solar Steel; Federico Garín, CEO de Solar DQD; Lucas Estrada, Presidente de la Empresa Provincial Sociedad del Estado (EPSE); Gabriela Guzzo, Gerente comercial de Genneia; y Marcos Donzino, Head of Sales South Latam de JA Solar.
El foco estará puesto en identificar sinergias reales entre players de renombre que ya operan activamente en el país y que se encuentran en distintas fases de la cadena de valor de las energías renovables.
Desde el lado industrial, Gonvarri Solar Steel busca profundizar su presencia en Argentina como parte de su estrategia regional. Con más de 30 GW de trackers entregados globalmente (8 GW en Latinoamérica), la compañía apunta a vincularse con desarrolladores y EPCistas locales desde etapas tempranas para cerrar acuerdos estratégicos durante 2026.
Su reciente lanzamiento, el TracSmarT+2P, amplía el rango de soluciones técnicas adaptadas a terrenos y diseños locales, aportando robustez y eficiencia al desarrollo solar.
En ese camino, Solar DQD actúa como un socio natural. Con más de 1200 MW solares ejecutados como contratista EPC en Argentina, la empresa ya construyó dos de los tres parques más grandes del país, y proyecta alcanzar 400 MW propios adjudicados en 2026, incluyendo 15 MWh de almacenamiento en baterías.
Entre sus principales obras figura El Quemado, desarrollado por YPF Luz, actualmente con un 60% de avance y 100 MW prontos para habilitación comercial.
Desde la esfera pública, EPSE San Juan avanza en la consolidación de un polo solar con infraestructura eléctrica, producción tecnológica y desarrollo de proyectos. La empresa lidera la construcción de una nueva línea de transmisión de 180 MW de capacidad, clave para liberar nuevos proyectos en la provincia.
Además, en los próximos meses entrará en operación su fábrica de paneles solares, con una capacidad proyectada de 450 a 500 MW anuales, y continúa con más de 350 MW en desarrollo en Tocota, zona de alto recurso solar.
La visión integrada se complementa con Genneia, que se prepara para superar los 2 GW de capacidad renovable instalada durante el primer semestre de 2026.
La compañía lidera además en financiamiento verde, con más de USD 1280 millones en bonos verdes emitidos, y trabaja en nuevos proyectos de almacenamiento, transmisión eléctrica y suministro a grandes consumidores, como data centers.
JA Solar, uno de los tres mayores fabricantes fotovoltaicos a nivel global, también dirá presente durante el webinar y aportará la mirada solar como también del segmento de almacenamiento, con sus soluciones PV + BESS, que combinan módulos TOPCon con baterías contenerizadas de 5 MWh para utility scale.
Como consecuencia, el webinar representa una oportunidad concreta para observar cómo se alinean las estrategias de actores clave del sector frente a las nuevas reglas del mercado argentino y será además un espacio valioso para explorar sinergias que impulsan la transición energética en Argentina y la región.
El almacenamiento híbrido sigue ganando terreno en el sistema energético español, dado que en apenas tres semanas, se registraron tramitaciones administrativas por 571,96 MW de sistemas BESS (Battery Energy Storage Systems) que se integrarán a plantas fotovoltaicas existentes, según un relevamiento de Energía Estratégica en base a los últimos boletines oficiales del Estado (BOE).
Las iniciativas se distribuyen en 19 proyectos y presentan distintos niveles de avance, desde solicitudes de autorización administrativa previa hasta informes de impacto ambiental ya formulados, repartidas principalmente entre Iberdrola, Galp, OPD Energy, Ignis, Grupo Cobra y Gestenia, quienes protagonizan esta nueva ola de tramitaciones.
Iberdrola destaca con cuatro proyectos BESS (Tagus I a IV), todos de 35 MW cada uno, localizados en Cáceres, donde se prevé su hibridación con una red de parques fotovoltaicos existentes. En paralelo, Galp promueve cuatro módulos de almacenamiento de entre 16,5 y 18,5 MW para sus parques Alcázar 1, Alcázar 2, Valdecarro y Valdivieso, todos ubicados en Ciudad Real, Castilla-La Mancha.
OPD Energy avanza con tres proyectos en Cuenca —Belinchón 1, 2 y 3—, cada uno de 26,7 MW, mientras que Ignis impulsa un sistema de 68,6 MW en Madrid, el de mayor potencia entre los relevados. También se destacan iniciativas como la de Monegros Solar, con 45,5 MW en Badajoz, y BESS Development 6, S.L., que presentó una solicitud por 49,7 MW en Solórzano, Cantabria.
Castilla-La Mancha lidera la distribución regional con más de 200 MW de potencia BESS en tramitación, seguida por Extremadura, donde se concentran los proyectos de Iberdrola y Monegros. El resto se reparte entre comunidades como Madrid, Cantabria, Castilla y León, Andalucía y Cataluña. Estos expedientes abarcan distintas fases: algunos ya tienen el informe de impacto ambiental formulado, otros fueron recientemente sometidos al trámite de información pública.
Todos los sistemas BESS tramitados en este período están diseñados para hibridarse con plantas fotovoltaicas, lo que confirma una tendencia ya instalada en el mercado español. Esta configuración maximiza la integración de renovables, reduce vertidos y permite una gestión más eficiente del sistema eléctrico, especialmente en zonas con alta concentración solar. Además, el modelo híbrido habilita un uso más rentable de las infraestructuras de conexión existentes, alineándose con las prioridades técnicas y regulatorias del sistema.
Además, el sector energético español se encuentra a la espera de la primera subasta del mercado de capacidad, que podría lanzarse a finales del corriente año o principios del 2027. La misma generará señales financieras para la tecnología.
Esta expansión regulatoria también responde al objetivo del PNIEC, que proyecta alcanzar 22 GW de almacenamiento para 2030, integrando distintas tecnologías como baterías, bombeo y otras soluciones flexibles. Con un pipeline activo y un marco de ayudas robusto, el almacenamiento híbrido se consolida como una herramienta estructural en la transición energética.
El avance administrativo de estos 571,96 MW confirma el momento de madurez del sector: no solo como respuesta técnica a los desafíos de la red, sino como una oportunidad de inversión estratégica que escala en volumen y profundidad. A la espera de su construcción, estos proyectos ya reconfiguran el mapa del almacenamiento en España.
El informe complementario de Energía Estratégica aporta una visión más amplia del comportamiento de los promotores. Este cruce permite verificar un patrón de concentración en empresas con experiencia regulatoria, enfoque territorial definido y estrategias avanzadas de integración tecnológica. En resumen, el avance de 1.609,1 MW eólicos y fotovoltaicos en apenas tres semanas reafirma la dinámica de crecimiento del sector renovable español. Forestalia, Galp e Iberdrola no solo lideran por volumen, sino por capacidad de ejecución y diversificación tecnológica. La tendencia hacia instalaciones híbridas, junto con la focalización territorial en regiones con alta irradiación solar o potencial eólico, muestra que el mercado se profesionaliza en torno a una nueva fase de competitividad técnica y regulatoria.
Y bajo ese contexto, el próximo 12 de febrero se celebrará el encuentro Future Energy Summit (FES) Iberia Renewables & Storage en la ciudad de Madrid, evento que marcará el inicio de la gira internacional 2026 de FES. La cumbre reunirá a cientos de referentes del sector público y privado, con el objetivo de debatir cómo avanza la transición energética en la región en un escenario donde se aceleran los marcos normativos y emergen nuevas oportunidades de inversión. ¡Entradas disponibles!
En un contexto regional marcado por el avance de las subastas de energías renovables —con más de 5000 MW en agenda entre Panamá, Honduras, Guatemala y Costa Rica—, Dicoma Corporación amplía su estrategia: a la consolidada trayectoria en generación distribuida ahora suma una apuesta firme por los proyectos solares y eólicos de gran escala.
El movimiento se da tras alcanzar los 100 MW instalados sobre cubiertas comerciales e industriales en Colombia, México y Centroamérica, un hito que respalda su decisión de competir también en el segmento utility scale.
“Esto nos da hincapié en la expansión a proyectos de gran escala”, explicó Daniel Chaves, gerente de Soluciones y Energías Limpias (SEL), unidad energética del holding.
El dato es relevante si se lo compara con toda la capacidad distribuida en techos que tiene Costa Rica: apenas 120 MW, según datos oficiales. Y más de 500 proyectos, entre ellos, instalaciones para Walmart, DHL, KFC o McDonald’s, componen el portafolio de Dicoma en esta etapa.
El nuevo paso ya está en marcha, ya que la empresa está por construir su primer parque solar a piso en Costa Rica y se encuentra participando en licitaciones públicas en distintos países de la región.
Según anticipó Chaves, el foco para 2026 estará en consolidar esta línea de negocio, apoyada en la estructura técnica de Dicoma de diseño, construcción, energía, refrigeración y movimiento de tierras.
Desde la compañía estiman que, hacia 2040, se instalarán al menos 6000 MW de nuevas plantas renovables en la región, un número sustentado en los anuncios oficiales y licitaciones activas.
¿Por qué? Solo Panamá prevé subastar 1500 MW en los próximos años; Honduras y Guatemala avanzan con procesos similares; y el ICE en Costa Rica proyecta 1000 MW solares adicionales.
“Tenemos todas las áreas cubiertas para competir en ese escenario”, aseguró el ejecutivo.
La decisión de crecer en escala llega tras un ciclo de fuerte expansión en generación distribuida. En los últimos cuatro años, Dicoma multiplicó por cuatro su potencia instalada año a año. México se convirtió en su principal mercado, seguido de Guatemala y Costa Rica. El caso mexicano es ilustrativo: solo en 2025 se instalaron 1000 MW de generación distribuida, y la firma participó en una porción significativa.
El diferencial, aseguran, no estuvo solo en el volumen, sino en el modelo de gestión. Una red de equipos locales, presencia en nueve países y alianzas técnicas anticipadas marcaron la diferencia. “Fuimos los primeros en Centroamérica en trabajar con la marca S-5!. Hoy todos la usan”, recordó Chaves, al referirse al sistema de sujeciones para techos metálicos.
En paralelo, la empresa enfrenta las mismas tensiones que atraviesan el sector: precios de componentes al alza, clientes con presupuestos congelados y márgenes cada vez más ajustados.
A nivel global, el mercado solar inició una nueva etapa tras la decisión del Gobierno chino de eliminar el reembolso del IVA a las exportaciones de paneles solares a partir de abril de 2026. El ajuste fiscal, que implica un nuevo costo estructural para los fabricantes, podría traducirse en aumentos del 10 % al 15 % en el precio de los módulos y la medida marca el fin de la era del panel “ultra barato” y condiciona las decisiones de compra en toda la industria.
La suba de aranceles para paneles chinos obligó a Dicoma a reformular sus estrategias de compra y diseño. “Nos abastecimos con paneles a mejor precio, aunque sin sobrestockearnos, porque la tecnología cambia cada mes”, indicó.
Para absorber el impacto, reconfiguraron otros ítems presupuestarios, buscando que el CAPEX de los clientes no se vea comprometido.
Colombia es otro de los focos para 2026, ya que luego de ejecutar sus dos primeros proyectos en el país, Dicoma trabaja en el cierre de otros cuatro. Mientras quela expansión hacia nuevos mercados ya está en análisis, principalmente con la mirada puesta en Argentina, Perú, Ecuador y España como próximas paradas «de manera gradual».
La compañía tgs inició la construcción de las obras de ampliación en el Gasoducto Perito Moreno (ex GPNK) y en los gasoductos troncales de su sistema regulado, las que permitirán adicionar 14 MMm³/día de capacidad de transporte de gas natural proveniente de Vaca Muerta (NQN).
En forma paralela, convocó a los Concursos Abiertos para adjudicar la nueva capacidad incremental entre los usuarios interesados en su contratación.
En octubre del 2025, tgs fue adjudicataria en la licitación nacional e internacional convocada por ENARSA, por instrucción de la Secretaría de Energía, para ejecutar la ampliación del Gasoducto Perito Moreno.
tgs ya inició la construcción de las obras que estarán habilitadas en el invierno del 2027, que comprenden la instalación de tres nuevas plantas compresoras a lo largo de la traza del ducto, más un equipo compresor adicional en la planta existente en Tratayén, totalizando 90.000 HP de potencia.
Las nuevas plantas estarán ubicadas en las localidades de Casa de Piedra, Doblas y Chacharamendi, todas ellas en la Provincia de La Pampa.
Asimismo, y para posibilitar que el gas adicional recibido en Salliqueló pueda abastecer al Gran Buenos Aires y al Norte del país, tgs se encuentra desarrollando una obra de ampliación de 12 MMm3/d de capacidad adicional en su sistema transporte regulado, que consiste en la instalación de 20 kilómetros de gasoducto paralelo al troncal y 15.000 HP adicionales en el Gasoducto Neuba III, sobre el cual se realizarán además adecuaciones para operarlo a mayor presión.
La compañía de energía lanzó el 9 de febrero los dos Concursos Abiertos para la adjudicación de servicios de transporte en firme de la nueva capacidad en el GPM (14 MMm3/d desde Tratayén hasta Salliqueló), y en el sistema regulado (12 MMm3/d desde Salliqueló hasta GBA).
Los interesados en la contratación de los servicios de transporte en firme podrán consultar las Bases y Condiciones de la convocatoria en la web de la compañía, www.tgs.com.ar/transporte.
Algunas semanas después de que se conocieran denuncias por presuntos sobreprecios y direccionamiento de licitaciones en Nucleoeléctrica Argentina (a cargo de la operación y mantenimiento de las centrales de energía nuclear del país), renunció Demian Reidel, hombre de estrecha confianza del presidente Javier Milei, y ahora ex presidente de la compañía. No obstante, trascendió que Reidel continuará como asesor de Milei.
La novedad se formalizó con la conformación del nuevo Directorio de Nucleoeléctrica durante la Asamblea de Accionistas. El año pasado, NASA pasó de la órbita de la Secretaría de Energía a la creada especialmente Secretaría de Asuntos Nucleares, a cargo de Federico Ramos Nápoli.
Un comunicado oficial ´describió que “En el día de hoy, lunes 9 de febrero, se llevó a cabo la Asamblea de Accionistas de Nucleoeléctrica Argentina, en la cual se designó la conformación del nuevo Directorio que liderará nuestra empresa durante el próximo período”.
El nuevo Directorio queda conformado por:
Presidente: (Bioquímico) Juan Martín Campos
Vicepresidente: (Ingeniero) Martín Porro
Director titular: (Doctor) Diego Chaher
Director titular: (Ingeniero) Diego Garde
Director titular: (Doctor) Javier Grinspun
Director suplente: (Contador) José Ignacio Bruera Grifoni
Director suplente: (Ingeniero) Juan Cantarelli
La gestión de Reidel se vió afectada por una denuncia por presuntas irregularidades en una licitación del servicio de limpieza de las centrales, que prácticamente duplicaba el precio que se venía pagando por dicha tarea. El caso derivó en el desplazamiento de los gerentes Marcelo Famá y Hernán Pantuso, designados por la conducción encabezada por Reidel, y la caída de dicha licitación.
Juan Martín Campos es ex presidente de Dioxitek S.A (empresa estatal productora de dióxido de uranio y Cobalto-60). También participó en Atucha II y del proyecto del reactor de investigación multipropósito RA-10.
Martín Porro es actual titular de la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA), integró el equipo de puesta en marcha de Atucha II.
Chaher, que continúa como Director Titular, encabez la Agencia de Transformación de las Empresas Públicas, que entre otras cosas procura la privatización parcial de NASA.
Reidel declara:
El año pasado, el entonces jefe del Consejo de Asesores Económicos del Presidente disertó sobre Inteligencia Artificial y Energía nuclear en procura de inversiones, en el marco del Latam Forum, en Buenos Aires.
Destacó ante empresarios del sector y representantes de fondos de inversión que “tenemos grandes extensiones de tierra con acceso a energía y agua, climas fríos, que es la cereza del postre para el enfriamiento de los sistemas IA; y además, estamos en un área sin conflictos armados, sin tsunamis, sin terremotos. No hay muchos lugares en la Tierra con esas cualidades”, señaló.
Reidel agregó que: “el único problema de Argentina es que está área está poblada por los argentinos”.
“Estamos estabilizando la macro, estamos dándoles el marco legal para explicarles que esta vez vamos en serio, estamos abiertos a negocios”.
La Secretaría de Energía, en la órbita del Ministerio de Economía, anunció la convocatoria a una licitación pública nacional e internacional para seleccionar a un comercializador que se encargue de importar Gas Natural Licuado (GNL) y comercializar en el mercado interno el gas resultante de su regasificación, utilizando la capacidad disponible de la terminal portuaria de Escobar, y con punto de entrega al sistema en Los Cardales.
La medida, dispuesta a través de la Resolución 33/2026, establece el marco y los lineamientos técnicos y comerciales que deberán incorporarse a los pliegos, con el objetivo de que la provisión se resuelva mediante competencia, con reglas claras y trazabilidad, se comunicó.
La licitación prevé una etapa de precalificación para evaluar antecedentes y solvencia, y la adjudicación se definirá por el menor adicional en U$S/MMBTU sobre el marcador TTF, que será ofertado por las empresas participantes y que deberá cubrir los costos logísticos y operativos asociados a la operatoria.
El esquema contempla la selección de un único operador para coordinar integralmente la programación de buques, la gestión de inventarios y la utilización de la unidad flotante de regasificación, evitando superposiciones y conflictos operativos en una infraestructura que requiere administración unificada para operar con eficiencia y previsibilidad, se argumentó.
De acuerdo con los lineamientos aprobados, el adjudicatario deberá celebrar un contrato de servicios y acceso de uso con el titular o cesionario de la capacidad de la terminal. La asignación total de capacidad estará prevista para el período invernal del 1 de abril al 30 de septiembre de 2026, mientras que el contrato tendrá una duración de un año desde su firma, permitiendo además acuerdos para optimizar capacidad disponible fuera de ese período.
La resolución fija un cronograma de referencia para concluir el proceso en un plazo aproximado de 40 días desde su publicación (ya oficializada) y establece los parámetros generales para la implementación, dejando la convocatoria y ejecución operativa de la licitación en cabeza de ENARSA conforme a las instrucciones y bases que apruebe la autoridad de aplicación.
Energía señaló que con esta medida “el Gobierno Nacional avanza en un esquema donde la importación y comercialización de GNL se instrumenta con mecanismos competitivos, fortaleciendo la transparencia y la previsibilidad de la operatoria en los meses de mayor demanda”..
El adjudicatario tendrá el uso exclusivo de la capacidad de la terminal de Escobar durante el período invernal.
La Secretaría de Energía formalizó este lunes el llamado aLicitación Pública Nacional e Internacional para que un operador privado realice la importación y comercialización de Gas Natural Licuado (GNL) durante el invierno. La Resolución 33/2026 establece las reglas para el «comercializador-agregador», una figura técnica que reemplazará la gestión estatal de Enarsa en la terminal de Escobar, asumiendo el riesgo operativo para el abastecimiento de este año.
La resolución de hoy es consecuencia del Decreto de Necesidad y Urgencia 49/2026 publicado el 27 de enero, en el cual el Poder Ejecutivo dispuso implementar el nuevo esquema de importación y comercializadión de GNL. Para eso incluyó la extensión de la Emergencia del Sector Energético en transporte y distribución de gas hasta el 31 de diciembre de 2027.
El core de la norma define un sistema de precios máximos para proteger el mercado interno. El valor del gas regasificado estará anclado al índice Title Transfer Facility (TTF) de los Países Bajos, referencia del mercado europeo. La competencia entre las compañías interesadas se centrará en quién ofrece el menor valor adicional para cubrir los costos de flete marítimo, regasificación, almacenaje y el transporte por ducto hasta el nodo estratégico de Los Cardales.
La norma especifica que tal precio máximo no podrá ser superior al marcador internacional que considere la Secretaría compuesto por el TTF publicado por Intercontinental Exchange, Inc. (ICE). A eso «se sumará un valor en dólares estadounidenses por millón de BTU (British Thermal Unit) que sea suficiente para cubrir todos los costos, incluyendo, pero no limitado a, flete marítimo, regasificación, almacenaje, comercialización y transporte por ducto del GNL regasificado hasta el punto de entrega ubicado en la Localidad de Los Cardales, provincia de Buenos Aires».
La elección de un operador único responde a las restricciones físicas de la terminal de Escobar. Según los informes técnicos de la Subsecretaría de Combustibles Líquidos, «la infraestructura exige una utilización coordinada para evitar conflictos en la programación de las ventanas de arribo (slots) de los buques metaneros». Además, se busca centralizar la gestión del inventario en la unidad flotante de almacenamiento y regasificación (FSRU), optimizando el proceso de inyección al sistema nacional.
Contrato anual y exclusividad de regasificación
La importación de GNL y la comercialización local quedará a partir de este invierno en manos de un unico operador privado.
El contrato con el adjudicatario tendrá una vigencia de un año calendario, aunque la asignación de la capacidad total de la planta se concentra en el Período Invernal, definido entre el 1º de abril y el 30 de septiembre de 2026. Para los meses de baja demanda, el comercializador y el titular de la terminal podrán pactar el uso de la capacidad remanente, fomentando una mayor eficiencia en el uso de los activos.
Para las distribuidoras, el nuevo marco busca garantizar un precio competitivo que permita el traslado a tarifas de manera previsible. En el caso de los grandes usuarios industriales, si bien rige el precio máximo de la licitación, el componente del marcador internacional se ajustará al valor del mercado al momento de la compra, exponiendo a este segmento a la dinámica de precios globales del GNL.
Un incentivo fundamental para los oferentes es el derecho de preferencia incluido en el pliego. Quien resulte ganador este año tendrá la facultad de igualar la mejor oferta que se presente en una eventual licitación para el invierno de 2027. Este beneficio estratégico apunta a atraer a los grandes traders internacionales que buscan previsibilidad y permanencia en el sistema energético de la Argentina.
Por qué la urgencia en la licitación
El cronograma oficial refleja la urgencia del sector, por lo que la licitación debe concluir en un plazo máximo de 40 días corridos. Esta celeridad es necesaria para asegurar los cargamentos en el mercado global antes de que comience la estacionalidad fría, en un contexto donde el sistema de transporte aún presenta cuellos de botella para traer el gas de Vaca Muertahacia los centros de mayor consumo.
Desde lo operativo, la entrega en Los Cardales es el punto de vinculación técnica con los gasoductos de Transportadora de Gas del Norte S.A. (TGN). El comercializador-agregador deberá demostrar solvencia técnica y experiencia en logística criogénica compleja, bajo la supervisión de la Secretaría de Energía y del Enargas, que actuarán como autoridades de control del proceso.
La normativa aclara que este esquema de exclusividad operativa para Escobar no impide el desarrollo de otros proyectos privados de regasificación en el país. El objetivo es que la terminal bonaerense funcione como un ensayo de mercado abierto, donde el Estado abandone el rol de comprador y pase a ser el garante de reglas claras y transparencia en la competencia entre privados.
Finalmente, el Gobierno se reservó una cláusula de resguardo ante imprevistos. Si el procedimiento licitatorio no arrojara ofertas convenientes o se declarara desierto, la Secretaría podrá instruir a Enarsapara que retome el mecanismo actual de compras. De esta forma, se busca blindar el suministro invernal de 2026 mientras se intenta consolidar el traspaso de la actividad comercial al sector privado.
La ampliación del Gasoducto Perito Moreno elevará la capacidad de transporte de 21 a 35 MMm³/d en el tramo Tratayén–Salliqueló
La operadora de transporte de gas TGS inició la construcción de las obras en el Gasoducto Perito Moreno y en los gasoductos troncales de su sistema regulado, que permitirán adicionar 14 MMm³/día de capacidad de shale gas proveniente de Vaca Muerta. Al mismo tiempo, la empresa ya convocó a los Concursos Abiertos para adjudicar la nueva capacidad incremental entre los usuarios interesados en su contratación.
El proyecto es la primera iniciativa privada tramitada bajo la actual administración nacional. Presentada a mediados de 2024 por la compañía, fue sometida a un proceso de licitación pública nacional e internacional. TGS se presentó como el único oferente, lo que derivó en que, en octubre de 2025, el Gobierno le adjudicara la ejecución de los trabajos para ampliar la capacidad de transporte desde la Cuenca Neuquina.
En la expansión de capacidad sobre la traza del Perito Morenoy el sistema regulado de transporte, el plan de obras contempla la adición de 105.000 HP de compresión y la adecuación operativa para la evacuación adicional desde Tratayén hacia el Litoral.
En el segmento del GPM, la ingeniería contempla la instalación de tres nuevas plantas compresoras en la provincia de La Pampa, específicamente en los nodos de Casa de Piedra, Doblas y Chacharamendi. Las instalaciones, sumadas a la potenciación de la planta existente en Tratayén, aportarán un total de 90.000 HP de potencia.
Se estima que la disponibilidad de capacidad requerirá una inversión complementaria en el midstreamde US$ 450 millones.
El Gasoducto Perito Moreno, inaugurado en julio de 2023 y operado y mantenido por TGS, cuenta con 563 kilómetros de extensión y 36 pulgadas de diámetro, con dos plantas compresoras en Tratayén y Salliqueló de 15.000 HP cada una, que hoy permiten transportar 21 MMm³/día.
Impacto de las obras de ampliación y llamado a concurso abierto
La ampliación del Perito Moreno permitirá elevar la capacidad de transporte del ducto de 21 a 35 MMm³/d en el tramo Tratayén–Salliqueló. Aguas abajo, la compañía desarrolla en paralelo una obra de ampliación en su sistema regulado. Los trabajos técnicos consisten en adecuaciones técnicas para operar el ducto a mayor presión, optimizando el flujo de 12 MMm³/d adicionales desde Salliqueló hacia el nodo de consumo de GBA.
La compañía de energía lanzó este lunes los dos Concursos Abiertos para la adjudicación de servicios de transporte firme de la nueva capacidad en el GPM (14 MMm3/d desde Tratayén hasta Salliqueló), y en el sistema regulado (12 MMm3/d desde Salliqueló hasta GBA).
Desde la perspectiva del despacho, la nueva configuración técnica permitirá entregar 14 MMm³/d en el nodo Litoral para el invierno de 2027. Esto resulta estratégico para la sustitución de combustibles líquidos, ya que el gas de formación neuquina reemplazará importaciones de GNL y gasoil que operan bajo costos marginales significativamente superiores a los de la cuenca doméstica.
El proyecto, adjudicado mediante la Resolución 397 de la Secretaría de Energía, establece una tarifa de transporte de US$ 0,69/MMBtu. Este valor contempla no solo el repago de la inversión de US$ 700 millones, sino también los costos operativos y de mantenimiento de la nueva infraestructura y de la ya existente bajo titularidad de ENARSA.
Upstream: cerca de 20 pozos iniciales en Vaca Muerta
Finalmente, el impacto técnico se extiende al upstream. La disponibilidad de estos nuevos 14 MMm³/d de capacidad firme traccionará la perforación de aproximadamente 20 pozos iniciales en Vaca Muerta. Esto requerirá, además, una inversión complementaria en el segmento de midstream de US$ 450 millonesdestinada a instalaciones de acondicionamiento de gas para cumplir con las especificaciones de transporte del sistema troncal.
Para la compañía y el Estado nacional, la puesta en marcha de esta infraestructura proyecta beneficios para la balanza comercial de país con un ahorro de divisas estimado en más de US$700 millones anuales, por la la sustitución de importaciones.
En términos fiscales, el impacto positivo se estima en los US$ 500 millones por año, cifra que no contempla los ingresos adicionales que podrían generarse por la exportación de excedentes de gas natural a la región durante el período estival.
Juan Martín Campos, nuevo presidente de Nucleoléctrica.
El gobierno definió un recambio en el directorio de Nucleoeléctrica, la empresa generadora nuclear estatal. EconoJournal confirmó que el presidente de Dioxitek, Juan Martin Campos, fue designado este lunes como nuevo presidente de la compañía, en reemplazo de Demian Reidel.
El Ministerio de Economía y la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA), los accionistas de Nucleoeléctrica, realizaron este lunes al mediodía una asamblea de accionistas para definir un nuevo directorio.
Como vicepresidente de la compañía quedó el presidente de la CNEA, Martín Porro, en reemplazo de Germán Guido Lavalle. Diego Chaher, titular de la Agencia de Transformación de Empresas Públicas y hombre de confianza del asesor presidencial Santiago Caputo, continuará en el directorio de la compañía generadora
El resto del directorio de cinco miembros se completó con el ingreso del gerente de Sitio del complejo nuclear Atucha, Diego Garde, y el gerente de Jurídicos de la CNEA, Javier Grinspun.
El cambio de directorio llega en un momento crucial para la compañía. Nucleoeléctrica esta ejecutando los proyectos de extensión de vida de la central nuclear Atucha I, programada para volver a operar en marzo de 2027, y de construcción del Almacenamiento en Seco de Combustibles Gastados de Atucha II (ASECG II), dos proyectos que implican una inversión global de US$ 700 millones.
Nucleoeléctrica tiene nuevo presidente: salió Demian Reidel
El nuevo presidente de Nucleoeléctrica, Juan Martín Campos, viene de ocupar la presidencia de Dioxitek, la empresa estatal que produce dióxido de uranio, la materia prima de los combustibles para las centrales nucleares argentinas.
Bioquímico egresado de la Universidad de Buenos Aires, Campos se desempeñó como analista de seguridad nuclear en la Autoridad Regulatoria Nuclear entre 2017 y 2024. Luego ingresó en Dioxitek como gerente de Seguridad, Calidad y Ambiente, siendo promovido a la vicepresidencia de la compañía en octubre de 2025.
Finalmente quedó designado como presidente de la empresa a fines de 2025, cuando el gobierno creó la Secretaria de Asuntos Nucleares dentro del Ministerio de Economía, designando al entonces presidente de Dioxitek, Federico Ramos Napoli, como nuevo secretario.
En una entrevista con EconoJournal, Ramos Napoli destacó el modelo comercial aplicado en Dioxitek como un ejemplo de lo que se debe intentar para el resto del sector nuclear. La empresa saneó sus deudas y alcanzó un récord de producción anual de 190 toneladas de dióxido de uranio en 2025.
Precisamente, el Ministerio de Economía aprobó la semana pasada el Plan de Acción y el presupuesto de Dioxitek para el ejercicio 2026. El resultado proyectado es de un superávit financiero final de 775.253.310 de pesos, producto de un modelo operativo basado en recursos propios y la ausencia total de endeudamiento para el período.
Los ingresos de operación alcanzarán los 29.243.408.710 de pesos, frente a gastos operativos de 18.838.608.794. El presupuesto determinó un resultado económico de 11.134.448.468 de pesos, que permitirá cubrir de forma integra un plan de gastos de capital por 10.359.195.158 de pesos.
TotalEnergies y Petrobras compraron un bloque (2613) de petróleo y gas en la costa de Namibia. Cada una de las compañías compró el 42,5% de Eight Offshore Investiment que se quedará con el 5%.
El bloque está situado en la cuenca de Lüderitz y abarca una superficie de unos 11.000 kilómetros frente a las costas de Namibia.
Esta adquisición supone el regreso de Petrobras a Namibia y se incluye en la estrategia a largo plazo de la empresa de diversificar su cartera y reponer las reservas de petróleo y gas a través de la exploración de nuevas fronteras y fortalecer alianzas estratégicas.
La transacción “siguió todos los procedimientos de gobierno corporativo de la empresa” y se ajusta al Plan de Negocio 2026-2030, según ha explicado Petrobras.
Petrobras aumentó un 6,1% sus reservas probadas de petróleo, condensado y gas natural en 2025, hasta los 12.100 millones de barriles, según informó la petrolera estatal brasileña. Petrobras aumentó un 6,1% sus reservas probadas de petróleo, condensado y gas natural en 2025, hasta los 12.100 millones de barriles, según informó la petrolera brasileña.
El 84% corresponden a petróleo y condensado, y el 16% son de gas natural, señaló en una nota Petrobras, controlada por el Estado brasileño, pero con acciones negociadas en bolsa.
La compañía señaló que midió sus reservas según los criterios del organismo regulador del mercado de valores de Estados Unidos. En números totales, Petrobras consiguió añadir a sus reservas 1.700 millones de barriles en 2025.
El proyecto de oro en San Juan logró la aprobación del RIGI con un compromiso de inversión de US$650 millones.
Minas Argentinas, propietaria de la mina de oro Gualcamayo en la provincia de San Juan, anunció su primera salida al mercado de capitales. La firma, que forma parte del holding internacional Aisa Group, emitirá el próximo jueves una Obligación Negociable (ON) destinada a la financiación parcial de infraestructura energética.
Esta búsqueda de financiamiento se registra a un mes de que el proyecto minero logró la aprobación al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) y tras la validación de la compañía como empresa pública por parte de la Comisión Nacional de Valores en julio.
La colocación es una ON Clase 1, estructurada en dólares estadounidenses y pagadera en la Argentina. Con un valor nominal inicial de US$ 12 millones, el monto es ampliable hasta los US$ 22 millones en series sucesivas. El instrumento financiero cuenta con un plazo de vencimiento de 12 meses y una tasa de interés fija que surgirá del proceso de licitación pública coordinado por Balanz e Inviu.
Gualcamayo y abastecimiento renovable
El destino exclusivo de estos recursos es la construcción del Parque Solar Calicanto, un proyecto de generación renovable ubicado en el departamento Belgrano, provincia de San Luis. La obra, ejecutada por la subsidiaria Calicanto Solar, es parte de la estrategia de diversificación de activos del grupo. El presupuesto total de la iniciativa asciende a US$ 36,8 millones, de los cuales ya se ejecutaron más de US$ 10 millones.
Desde el punto de vista técnico, el parque contará con una capacidad instalada de 51 MWp y se estima una generación anual de 110,1 GWh. Esta producción resulta suficiente para cubrir la demanda eléctrica de más de 80.000 hogares, ya integración al Sistema Argentino de Interconexión (SADI) se realizará a través de líneas subterráneas y una expansión en la Estación Transformadora Nogolí.
El Parque Calicanto contará con más de 80.000 paneles solares en un precio de 71 hectáreas.
El respaldo crediticio para esta operación resultó favorable tras la intervención de la calificadora Fix SCR. La agencia asignó una nota A+(arg) con perspectiva estable para la compañía, destacando su proceso de transformación iniciado en 2023, y para la emisión de corto plazo, la calificación otorgada fue A1(arg).
En cuanto al cronograma de obra, el predio de 71,9 hectáreas ya recibe los primeros insumos críticos. La empresa adquirió más de 80.000 paneles solares, inversores y sistemas de seguimiento que comenzarán a montarse en marzo próximo. El objetivo es finalizar los trabajos en diciembre de 2026 para iniciar la operación comercial antes del cierre de ese año, contando ya con contratos de venta para el 50% de su producción.
El contexto para esta inversión se ve favorecido por la reciente inclusión de la empresa en el RIGI. Bajo este esquema, la compañía proyecta desembolsos superiores a los US$ 650 millones para el desarrollo de Carbonatos Profundos en San Juan, yacimiento que transita la actualización de sus informes de reservas bajo estándares internacionales para optimizar su potencial geológico.
En una contundente señal de respaldo al potencial energético argentino, Shell confirmó que ejecutará un plan de inversiones de u$s 700 millones durante el transcurso de 2026. La multinacional anglo-holandesa no solo despejó los rumores sobre una posible desinversión en el país, sino que redobló su apuesta con la inauguración de una obra clave: una nueva Planta de Procesamiento de Crudo (EPF) en el bloque Bajada de Añelo.
Esta infraestructura permitirá a la compañía escalar su producción técnica, consolidándose como el principal operador privado de la cuenca neuquina y reforzando su rol como actor crítico en la balanza exportadora de crudo liviano.
Infraestructura para el crecimiento sostenido: La nueva planta inaugurada es el corazón de la estrategia de Shell para 2026. Al permitir el tratamiento del petróleo en boca de pozo, la compañía optimiza la logística de evacuación y reduce los cuellos de botella operativos. La planta ha sido diseñada bajo estándares de “emisiones netas cero” en su operación local, integrando sistemas de recuperación de gas y eficiencia energética.
Esta inversión de u$s 700 millones se destinará principalmente a la perforación de nuevos pozos y a la expansión de la capacidad de tratamiento, con el objetivo de llevar la producción de sus bloques operados a un nuevo techo histórico por encima de los 50.000 barriles diarios.
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Argentina como activo estratégico global: La ratificación del plan de negocios de Shell se da en un contexto de reorganización global de la compañía, donde Argentina ha sido seleccionada como uno de los pocos países fuera de América del Norte con activos de shale de alta rentabilidad. Los directivos de la firma destacaron que la previsibilidad regulatoria y la infraestructura de exportación en marcha (como los nuevos oleoductos) son los factores que permiten sostener este nivel de desembolso.
Para el mercado, la permanencia y expansión de Shell es un “sello de calidad” que tracciona a otros inversores internacionales hacia Vaca Muerta, validando la geología argentina frente a otros sistemas no convencionales del mundo.
La Visión de Runrún Energético
Que Shell confirme u$s 700 millones y diga “nos quedamos” es la noticia del año para el sector. En Runrún siempre sostuvimos que Vaca Muerta necesita de los “grandes jugadores” globales para alcanzar escala de exportación. La inauguración de la planta en Bajada de Añelo no es solo fierros y hormigón; es un voto de confianza en la capacidad de Argentina para ser un proveedor de energía confiable para el mundo.
Si el segundo productor de la cuenca acelera, el efecto derrame en toda la cadena de servicios será inmediato.
El proyecto del Tren Norpatagónico recupera protagonismo con una propuesta de inversión privada que asciende a los u$s 3.000 millones. Liderado por el consorcio TBSA, el plan busca transformar la logística de Vaca Muerta mediante un sistema intermodal que conecte el Puerto de Bahía Blanca con el corazón de la cuenca neuquina.
La iniciativa, que cuenta con el respaldo de bancos internacionales, no solo contempla la rehabilitación de rieles, sino la creación de nodos de transferencia técnica donde el ferrocarril y el transporte automotor convergen para optimizar el traslado de arena de fractura y tubos sin costura, insumos críticos para la competitividad del shale.
Nodos de transferencia y capilaridad logística: Como ya hemos analizado en este portal, la eficiencia de Vaca Muerta depende de la integración de transporte. El proyecto propone el establecimiento de centros logísticos cada 30 kilómetros, permitiendo que el tren realice el transporte de gran volumen mientras que el camión asegure la “última milla” hacia los yacimientos.
Este modelo de “Open Access” busca descomprimir las rutas 7 y 17, permitiendo un flujo constante de materiales que reduciría los costos logísticos en un 30%, permitiendo que el precio del barril argentino sea más competitivo en los mercados de exportación.
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Financiamiento internacional y sostenibilidad: La propuesta destaca por no requerir fondos públicos, apoyándose en un pool financiero de Corea, Emiratos Árabes y el Reino Unido. Además del impacto económico, el sistema intermodal ofrece una solución de sostenibilidad: al trasladar la carga pesada al tren, se reduce drásticamente la huella de carbono y el deterioro de la infraestructura vial de Neuquén.
Con la incorporación de 42 locomotoras y más de 2.000 vagones, el proyecto busca dotar a la región de la infraestructura invisible necesaria para que la producción de crudo y gas pueda escalar sin los cuellos de botella actuales.
La Visión de Runrún Energético
En Runrún mantenemos nuestra línea editorial: el tren es el motor, pero la intermodalidad es la solución. Esta nueva propuesta de inversión de u$s 3.000 millones confirma lo que venimos sosteniendo: el futuro de Vaca Muerta no depende de una sola vía de transporte, sino de un sistema coordinado y eficiente.
Celebramos que los capitales privados apuesten por este modelo integrado que, en última instancia, es lo que permitirá que el potencial geológico se convierta en una realidad macroeconómica para el país.
El sector minero argentino se encamina a transformarse en el nuevo motor de divisas del país. Según las últimas proyecciones de cámaras empresariales y analistas económicos para este 2026, la actividad tiene el potencial de alcanzar exportaciones por u$s 30.000 millones anuales en la próxima década si se consolidan las condiciones de inversión previstas.
Este salto cuantitativo, que implicaría multiplicar por siete las cifras actuales, posicionaría a la minería como el segundo complejo exportador de la Argentina, compitiendo directamente con la agroindustria y el sector de hidrocarburos en la generación de un superávit comercial estructural y federal.
El impacto en las economías regionales: A diferencia de otros sectores, el derrame de la minería ocurre principalmente en provincias cordilleranas y del NOA, donde la actividad es el principal empleador privado. Alcanzar la meta de los u$s 30.000 millones requiere la puesta en marcha de proyectos de clase mundial que hoy se encuentran en etapas de factibilidad o construcción inicial.
Los expertos coinciden en que el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) ha sido el catalizador necesario para que los directorios globales miren a la Argentina como un destino de bajo riesgo relativo, permitiendo proyectar una balanza comercial minera superavitaria que aliviaría la restricción externa de forma permanente.
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Infraestructura y licencia sociallos desafíos pendientes: Para que estas proyecciones no queden solo en el papel, el sector advierte sobre la necesidad de inversiones urgentes en infraestructura logística —ferrocarriles, rutas y conectividad eléctrica— y en el mantenimiento de la estabilidad fiscal. Asimismo, el informe destaca que la “licencia social” y la transparencia en el uso de los recursos hídricos son los pilares que garantizarán la sostenibilidad del crecimiento.
El 2026 se perfila como el año bisagra donde los anuncios de inversión deben comenzar a traducirse en obras civiles concretas para asegurar que el flujo de divisas comience a escalar hacia finales de la década.
La Visión de Runrún Energético
Hablar de u$s 30.000 millones no es una expresión de deseos, es una hoja de ruta posible. Para Runrún, la minería es el complemento perfecto de Vaca Muerta: ambas industrias comparten la necesidad de capital intensivo y seguridad jurídica de largo plazo. Si Argentina logra blindar estas inversiones de los vaivenes políticos, estaremos ante un cambio de matriz económica histórico.
El país no solo será un exportador de materias primas, sino un nodo de desarrollo tecnológico e industrial en el interior profundo.
La pregunta sobre la relevancia real de Vaca Muerta en el mapa energético mundial vuelve a estar bajo la lupa de los analistas internacionales. En comparación con las grandes cuencas de Estados Unidos, como Permian o Marcellus, la formación neuquina no solo compite en calidad geológica, sino que en varios indicadores técnicos —como el espesor de la roca y la presión natural— la supera ampliamente.
Sin embargo, el análisis plantea que para consolidarse como el polo de shale líder fuera de Norteamérica, Argentina debe cerrar la brecha en infraestructura y disponibilidad de sets de fractura, factores que hoy limitan que la extraordinaria calidad del subsuelo se traduzca en una producción a escala global.
Calidad de roca vs. Eficiencia operativa: Los últimos informes de consultoras energéticas destacan que Vaca Muerta ha logrado bajar sus costos de perforación de manera sostenida, acercándose a los niveles de competitividad de las cuencas estadounidenses. La gran ventaja argentina radica en que el desarrollo apenas ha cubierto una fracción de la superficie total, dejando un inventario de pozos de alta productividad para las próximas décadas.
El desafío para 2026 es igualar la “logística de precisión” de Texas, donde la rotación de equipos y la disponibilidad de insumos permiten una flexibilidad que Argentina aún está construyendo a través de proyectos intermodales y expansión de plantas de tratamiento.
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El foco de los inversores internacionales: Para los mercados, Vaca Muerta ya no es una promesa, sino una realidad operativa que figura en los portfolios de todas las grandes operadoras globales. Mientras que en otras regiones del mundo los proyectos de shale han enfrentado barreras geológicas o falta de licencia social, en Argentina el consenso sobre el desarrollo de la cuenca es sólido.
Este estatus de “polo de clase mundial” es lo que permite que, a pesar de las condiciones macroeconómicas, empresas de primera línea mantengan sus planes de inversión, proyectando que la cuenca sea el principal motor de divisas del país en el corto plazo.
La Visión de Runrún Energético
En Runrún no tenemos dudas: la geología nos puso en el podio mundial. Como indica el análisis de LU17, el desafío ya no es el subsuelo, sino lo que hacemos en la superficie. Para ser el número uno fuera de EE.UU., necesitamos que la logística y la normativa caminen a la misma velocidad que los récords de fractura.
La calidad de la roca es nuestro activo, pero la eficiencia de la gestión será nuestro verdadero diferencial competitivo.
En un paso estratégico para garantizar la sustentabilidad operativa de la cuenca, Vista Energy oficializó su incorporación al Instituto Vaca Muerta. La compañía liderada por Miguel Galuccio se suma así a este centro de formación técnica de vanguardia, cuyo objetivo es el desarrollo de futuros profesionales especializados en la complejidad del mundo no convencional.
Esta alianza busca cerrar la brecha entre la demanda de mano de obra calificada y la oferta local, asegurando que el crecimiento proyectado en la producción de hidrocarburos esté respaldado por personal con los más altos estándares técnicos y de seguridad.
Capacitación técnica de alto rendimiento: El programa de formación del Instituto se centrará en áreas críticas como la ingeniería de perforación, la optimización de fracturas y la gestión ambiental en yacimientos de shale. Para Vista, que ya se consolida como el principal actor privado con más de 75 millones de barriles producidos, la formación de talento propio es una inversión directa en competitividad.
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El Instituto Vaca Muerta, que abrirá sus puertas en Neuquén durante el mes de marzo, funcionará como un polo educativo donde la experiencia de campo de las operadoras se transformará en programas académicos de aplicación inmediata.
Impacto en la comunidad y empleo local: La participación de las grandes operadoras en este esquema de formación no solo beneficia a las empresas, sino que genera un efecto multiplicador en la empleabilidad de la región. Al estandarizar las competencias necesarias para trabajar en Vaca Muerta, se facilita la inserción de jóvenes neuquinos en puestos de alta remuneración, fortaleciendo el tejido social de las ciudades cabecera como Añelo.
Esta iniciativa es una pieza clave de la “infraestructura invisible” que la industria necesita para alcanzar la meta de producir más de un millón de barriles diarios en los próximos años.
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En Runrún celebramos esta visión de largo plazo. No hay récord de producción que se sostenga sin la gente adecuada. Que Vista Energy, un ejemplo de agilidad y crecimiento en el shale, se comprometa con la formación profesional en el Instituto Vaca Muerta es una señal de que la industria ha madurado.
Como siempre decimos: el petróleo está en la roca, pero el valor lo genera el conocimiento. Esta es la inversión que garantiza que el éxito de Vaca Muerta sea, ante todo, un éxito de los argentinos.
El último Monitor Económico Mundial (WEO) del Fondo Monetario Internacional, actualizado a finales de enero de 2026, ratifica una perspectiva de crecimiento del PBI del 4% para la Argentina. Este diagnóstico optimista se fundamenta en el dinamismo de los sectores transables, con la energía y la minería a la vanguardia. Según el organismo, estos sectores no solo traccionarán la balanza comercial, sino que se consolidarán como los principales generadores de empleo formal de calidad.
Informes complementarios de consultoras de talento indican que, impulsadas por el RIGI, las empresas de Oil & Gas y Minería ya lideran las búsquedas laborales de este primer trimestre, con un enfoque inédito en perfiles senior y de gestión técnica avanzada.
Crecimiento por encima de la media regional: El pronóstico del FMI sitúa a la Argentina con una expansión superior al promedio de América Latina (estimado en 2,2% para 2026). Mientras que otros sectores de la economía real muestran una recuperación más lenta, la minería y los hidrocarburos operan bajo una lógica de inversión intensiva.
El informe destaca que cerca del 65% del capital comprometido bajo el nuevo régimen de incentivos se dirige a la minería y más del 30% a la energía. Esto ha generado una “caza de talentos” en áreas de operaciones, ingeniería de proyectos y mantenimiento predictivo, donde los salarios del sector ya duplican o triplican la media nacional, convirtiéndose en el refugio de la estabilidad laboral del sector privado.
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El desafío de los perfiles senior y la eficiencia: A diferencia de ciclos anteriores, la demanda laboral de 2026 es altamente selectiva. El reporte de la consultora Seeds revela que el 65% de las nuevas búsquedas en Vaca Muerta y los proyectos de Litio están orientadas a perfiles con experiencia probada y capacidades digitales. La necesidad de planificación estratégica y control técnico en obras de infraestructura masivas —como los nuevos ductos y plantas de procesamiento— exige profesionales que puedan gestionar la eficiencia operativa bajo estándares internacionales.
Este escenario presiona la oferta académica y refuerza la importancia de iniciativas de formación técnica locales para evitar que la falta de cuadros técnicos se convierta en un cuello de botella para el crecimiento proyectado por el Fondo.
La Visión de Runrún Energético
Que el FMI ponga un 4% de crecimiento con nombre y apellido —Energía y Minería— confirma lo que venimos diciendo: la macroeconomía argentina ya no se explica sin Vaca Muerta ni la Cordillera. Sin embargo, para Runrún, el dato más relevante no es el PBI, sino la calidad del empleo. Estamos ante una oportunidad histórica de profesionalizar nuestra fuerza laboral.
Como veremos en las próximas notas, la incorporación de Vista al Instituto Vaca Muerta es la respuesta necesaria a este diagnóstico del Fondo: si queremos ser potencia energética, primero debemos ser potencia en conocimiento técnico.
En el marco del mega proyecto Argentina GNL, el Gobierno de Río Negro y la petrolera YPF acordaron un plan de inversión de 3,5 millones de dólares para la puesta en valor integral del Aeropuerto “Antoine de Saint-Exupéry” de San Antonio Oeste. La obra, que será financiada por las empresas del consorcio exportador, busca transformar una terminal hoy limitada en un nodo logístico clave para el traslado de personal técnico y directivo.
El proyecto ya ingresó a la Legislatura provincial para ser declarado de Interés Estratégico, marcando un precedente de colaboración público-privada donde la industria hidrocarburífera asume el costo de infraestructura civil para acelerar los tiempos de la transición energética.
Infraestructura para el “Hub” de exportación: Las obras previstas contemplan la repavimentación completa de la pista de 1.800 metros, la instalación de balizamiento LED de última generación y la ampliación de la plataforma de maniobras a 6.000 metros cuadrados. Esta modernización no solo permitirá el aterrizaje de aviones de gran porte vinculados a la industria, sino que habilita la posibilidad de operar vuelos comerciales regulares y nocturnos.
Para las operadoras involucradas en la instalación de los buques de licuefacción en el Golfo San Matías, la conectividad aérea es una condición necesaria para garantizar la rotación de equipos y la seguridad operativa de una obra que demandará miles de horas hombre de especialistas internacionales.
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Impacto más allá de la energía: Aunque el motor de la inversión es el gas, el beneficio se derramará sobre toda la región atlántica rionegrina. La reactivación del aeródromo facilitará el acceso al balneario Las Grutas y fortalecerá la capacidad de respuesta sanitaria para emergencias en la zona. Según los legisladores impulsores de la declaración de interés, la recuperación del aeropuerto permitirá que San Antonio Oeste se consolide como un polo de servicios industriales y turísticos de alta gama.
Con el inicio de las obras previsto para este primer semestre de 2026, el aeropuerto dejará de ser una reliquia del pasado para convertirse en la puerta de entrada al futuro exportador de la Argentina.
La Visión de Runrún Energético
En Runrún entendemos que Vaca Muerta no termina en Neuquén; llega hasta el mar. Que las petroleras se hagan cargo de la infraestructura aeroportuaria es la prueba de que cuando el negocio es sólido, la inversión privada aparece para suplir las carencias del Estado.
Como venimos analizando en nuestras notas anteriores sobre empleo y formación, la “Guerra de los Tubos” y la logística intermodal son piezas del mismo rompecabezas. El aeropuerto de SAO es el puente aéreo que necesita el GNL para despegar definitivamente.
La convergencia entre los recursos fósiles de baja emisión y la tecnología digital está redefiniendo el mapa energético global. Un reciente informe sobre la incorporación de energía destaca que el gas natural no solo es el respaldo indispensable para las fuentes renovables, sino que su eficiencia está alcanzando niveles inéditos gracias a la integración de la Inteligencia Artificial.
Desde la optimización de yacimientos no convencionales hasta la gestión de redes de distribución urbana, la IA permite hoy tomar decisiones en milisegundos que reducen el desperdicio operativo y aseguran un suministro estable, marcando el inicio de una era donde la energía y los datos son dos caras de la misma moneda.
Redes inteligentes y predicción de demanda: La aplicación de IA en el sector permite pasar de una gestión reactiva a una predictiva. Mediante el análisis de grandes volúmenes de datos históricos y climáticos, los sistemas actuales pueden anticipar picos de consumo de gas y electricidad con una precisión superior al 95%.
Esto es vital para evitar el encendido de centrales de reserva costosas y contaminantes. Para el sector del gas, esto significa una operación de gasoductos más esbelta, donde la presión se ajusta automáticamente según la necesidad real de la industria y los hogares, optimizando el uso de la infraestructura existente sin necesidad de nuevas obras civiles inmediatas.
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La IA en el corazón de Vaca Muerta: En el plano local, la incorporación de herramientas de análisis de datos y visión artificial está revolucionando la perforación en la cuenca neuquina. Las operadoras ya utilizan algoritmos para identificar las mejores zonas de contacto con la roca y para monitorear la integridad de los pozos en tiempo real.
Esta simbiosis tecnológica no solo baja el costo operativo del millón de BTU, sino que acelera la curva de aprendizaje de la industria argentina, posicionándola como un referente regional en la aplicación de servicios tecnológicos a la energía. El 2026 marca el punto de inflexión donde la IA se convierte en un estándar operativo indispensable en cada yacimiento del país.
La Visión de Runrún Energético
En Runrún entendemos que la tecnología es el verdadero acelerador de la transición. El gas natural nos da la molécula, pero la IA nos da la inteligencia para usarla de manera óptima. Esta integración es fundamental para alcanzar los objetivos de descarbonización sin perder competitividad. Quien no comprenda que la energía es hoy una industria de datos, quedará relegado en un mercado que exige eficiencia absoluta.
La distribuidora Camuzzi Gas Pampeana anunció la finalización e inauguración de una serie de obras estratégicas de refuerzo en la ciudad de Tandil. El proyecto, que demandó la instalación de más de 3.500 metros de nuevas cañerías de polietileno, tiene como objetivo principal eliminar las restricciones de factibilidad en zonas de alto crecimiento demográfico.
Con esta ampliación, el sistema queda técnicamente apto para la incorporación de 2.000 nuevos usuarios residenciales y comerciales, garantizando además una mayor estabilidad en la presión del servicio durante los periodos de mayor demanda invernal.
Detalles técnicos y desafíos operativos: La obra incluyó la interconexión con estaciones reguladoras de presión ya existentes y el cruce de infraestructura crítica, como vías ferroviarias, lo que requirió una logística de precisión para no afectar otros servicios. La utilización de materiales de alta densidad asegura una vida útil prolongada y menores costos de mantenimiento.
Estas tareas se enmarcan en el plan de inversiones 2025-2026 de la compañía, que busca optimizar la red en los puntos más exigidos de la provincia de Buenos Aires, acompañando el desarrollo urbano de las ciudades del interior con infraestructura de energía confiable.
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Impacto en el desarrollo local: La habilitación de nuevas conexiones es recibida como un motor para la construcción y el sector inmobiliario de la zona. Históricamente, la falta de capacidad en las redes de gas natural ha sido un freno para nuevos emprendimientos en Tandil; con este refuerzo, Camuzzi libera potencia en el sistema de distribución local.
Según informaron desde la empresa, los trabajos no solo benefician a los nuevos clientes, sino que mejoran la calidad de suministro de los usuarios actuales al robustecer la malla de distribución y reducir las caídas de presión en los extremos de la red.
La Visión de Runrún Energético
La expansión de las redes de distribución es el eslabón final que hace que el potencial de Vaca Muerta llegue realmente a la gente. Para Runrún, obras como las de Camuzzi en Tandil son fundamentales: de nada sirve el récord de producción en boca de pozo si no invertimos en los “últimos metros” de cañería.
Celebramos que las distribuidoras mantengan el ritmo de inversión en el interior bonaerense, ya que la energía es, ante todo, una herramienta de desarrollo regional.
En cumplimiento con la normativa ambiental vigente en la provincia de Neuquén, YPF llevó a cabo una audiencia pública en la localidad de Añelo para exponer los alcances del proyecto “La Angostura Norte II”. Ante autoridades provinciales, municipales y representantes de la comunidad, la operadora de bandera detalló el Estudio de Impacto Ambiental (EIA) que contempla la perforación de nuevos pozos, la adecuación de locaciones y la infraestructura de transporte necesaria para la evacuación de hidrocarburos.
Este proceso es un paso administrativo crítico para que la compañía obtenga las autorizaciones necesarias y pueda dar inicio a las obras civiles y de perforación planificadas para este ciclo operativo.
Sostenibilidad y mitigación de riesgos: Durante la exposición, los técnicos de YPF destacaron las medidas de mitigación diseñadas para minimizar la huella superficial y proteger los recursos hídricos de la zona. El proyecto incluye protocolos de gestión de residuos industriales y un plan de monitoreo continuo de la calidad del aire y el suelo durante todas las etapas de la obra.
La participación ciudadana en este tipo de instancias busca garantizar que el crecimiento de la actividad en el bloque La Angostura Norte se realice bajo estándares de seguridad y respeto por el entorno, una exigencia creciente tanto de los organismos de control como de los inversores internacionales.
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Infraestructura conectada: Además de la perforación, el proyecto prevé el tendido de líneas de conducción que se integrarán a la red existente de la cuenca, optimizando la capacidad de transporte de la zona norte de Añelo. La aprobación de este estudio permitirá a YPF mantener el ritmo de actividad previsto en su plan de negocios, asegurando que cada nuevo metro perforado cuente con el respaldo técnico y ambiental requerido por la legislación rionegrina y neuquina.
Para la comunidad local, estas audiencias representan también una oportunidad para dialogar sobre el impacto socioeconómico directo que las obras tendrán en la creación de empleo y demanda de servicios regionales.
La Visión de Runrún Energético
En Runrún consideramos que la licencia social y ambiental es el cimiento de cualquier proyecto energético exitoso. Que YPF cumpla con rigor estas audiencias públicas en Añelo demuestra que la industria ha aprendido que no se puede producir a cualquier costo.
La transparencia en la presentación de los estudios de impacto es lo que permite que Vaca Muerta siga creciendo con el consenso de la comunidad. Sin previsibilidad ambiental, no hay inversión de largo plazo.
A menos de una semana de su realización, FES Iberia 2026 se prepara para reunir nuevamente en Madrid a los principales líderes del sector energético ibérico e internacional. El evento, que se celebrará el 12 de febrero, se consolida como la primera gran cita estratégica del año para debatir sobre almacenamiento, mecanismos de capacidad, marcos regulatorios e inversión pública y privada en renovables.
Con una agenda que incluye a altos cargos del Gobierno, CEOs de las principales energéticas y expertos técnicos, esta cuarta edición llega en un momento clave para profundizar el paso desde el despliegue masivo de capacidad renovable hacia su integración inteligente y resiliente en el sistema eléctrico.
La jornada contará con la participación de figuras clave como Carmen López Ocón (IDAE), Fátima García Señán (MITECO), Manuel Larrasa Rodríguez (Junta de Andalucía), Julio Castro (Iberdrola Renovables), Rocío Sicre (EDP), Pablo Fernández Vila (Xunta de Galicia), Alfonso Arroyo González (Junta de Castilla y León), Alberto Hernández Suárez (Gobierno de Canarias), Enrique de Ramón (Zelestra) y Andrés Hernando (Huawei), entre otros.
Esta cuarta edición llega en un momento clave para profundizar el paso desde el despliegue masivo de capacidad renovable hacia su integración inteligente, estable y financieramente viable en el sistema eléctrico. En esta nota, recapitulamos todo lo que dejó la edición anterior y las claves del debate que marcaron el evento pasado, en un año decisivo para la transición energética de la Península Ibérica.
La edición anterior del Future Energy Summit (FES) Iberia, celebrada en junio de 2025, marcó un punto de inflexión para el sector. Más de 400 líderes del ámbito público y privado participaron de un evento atravesado por un escenario de creciente tensión entre la velocidad de la transición energética y las limitaciones operativas del sistema eléctrico ibérico.
Aquel blackout se convirtió en el punto de partida de un debate estructural: cómo asegurar la resiliencia del sistema en un entorno de alta penetración renovable, escasa flexibilidad y señales de precio distorsionadas. La comunidad técnica fue categórica. “El sistema se ha vuelto débil e inestable, con oscilaciones y sobretensiones fuera de control”, concluye el resumen ejecutivo del evento.
La solución no pasa por volver a tecnologías síncronas, sino por acelerar el despliegue de electrónica de potencia con sistemas Grid Forming capaces de aportar inercia sintética y controlar los nudos eléctricos con estabilidad.
El almacenamiento fue, sin lugar a dudas, el eje más mencionado del FES Iberia 2025. Allí, Grenergy anunció un plan de inversión de 3.500 millones de euros, con el 70% destinado a soluciones de almacenamiento e hibridación. Repsol apostó por el bombeo hidroeléctrico con el relanzamiento del Proyecto Aguayo, mientras Acciona Energía destacó la gestión activa de la demanda como vía para enfrentar la canibalización de precios. Empresas como Galp, Matrix Renewables, Saeta y EDPR compartieron estrategias de adaptación al nuevo entorno: hibridar, diversificar mercados, optimizar acceso a red y capturar valor mediante almacenamiento.
La comunidad regulatoria tampoco quedó al margen. Representantes de Galicia, Andalucía, Murcia, Canarias y Comunidad Valenciana reclamaron agilidad administrativa, simplificación de permisos y coherencia entre niveles de gobierno. Se planteó la urgencia de alinear ambición política con señales estables para la inversión.
Otro foco relevante fue la innovación tecnológica. Yingli Solar y Jinko presentaron avances en células tándem de más de 850 W, mientras empresas como Chemik Group y Aerolaser destacaron nuevas soluciones para reducir CAPEX mediante ingeniería avanzada y digitalización operativa, incluyendo sistemas de gemelos digitales para prevenir incendios y optimizar mantenimiento de activos.
El FES también incluyó una dimensión internacional con paneles dedicados a Latinoamérica. Países como Guatemala y República Dominicana presentaron oportunidades para inversión renovable y almacenamiento, destacando procesos licitatorios en curso y marcos de apertura al capital privado. Estas discusiones confirmaron que el interés estratégico por la región está creciendo entre los grandes actores ibéricos.
A solo días del FES Iberia 2026, la próxima edición ya genera expectativa como el primer gran encuentro del calendario energético del año. Entre los ponentes destacados que completan la jornada figuran Fernando Cremades (Galp), Luis Contreras (Yingli Solar), Iñigo Díaz (Ignis Energía), Domingo Jesús López Álvarez (Tera Batteries), Patricia Mora (Acciona Energía), Oscar Aira (GameChange Solar), Jesús Heras (Wattkraft), Ángel Alegría (Schletter), Guillermo Figueruelo (Fronius), Daniel Boluda (Capture Energy) y Donaji Martínez (Jinko ESS), entre otros. El Future Energy Summit se consolida como el espacio donde se definen las coordenadas técnicas, financieras y regulatorias de una transición que ya no admite improvisaciones.
El foco estará puesto en el almacenamiento, los mecanismos de capacidad, los programas públicos de incentivos y la estabilidad regulatoria como herramientas claves para dinamizar el despliegue renovable.
La agenda 2026 sumará paneles específicos sobre el diseño de subastas de capacidad, el futuro del almacenamiento como activo del sistema, el impacto de la digitalización sobre la flexibilidad de la red, la rentabilidad de los proyectos híbridos, los marcos de financiación en entornos de precio volátil y el papel de las Comunidades Autónomas en la planificación energética descentralizada. También se debatirá la coordinación entre redes de transporte y distribución, la modernización del permitting, y la alineación del capital privado con los nuevos instrumentos públicos de apoyo.
El recorrido de 2025 a 2026 no es menor. El sistema eléctrico español ya no debate cuánto renovable puede instalarse, sino cómo integrarlo sin perder estabilidad. En este contexto, el Future Energy Summit se consolida como el espacio donde se definen las coordenadas técnicas, financieras y regulatorias de una transición que ya no admite improvisaciones.
La Comisión Federal de Electricidad (CFE) y la Secretaría de Energía (SENER) de México lanzaron formalmente los Esquemas para el Desarrollo Mixto con el objetivo de incorporar 7500 MW de nueva capacidad de generación antes de 2030.
El nuevo modelo se apoya en contratos PPA de hasta 25años, donde CFE aportará el terreno, la gestión de permisos y la operación del proyecto, además de ser el comprador de la energía generada. Mientras que el sector privado asumirá el 100% del capital líquido, así como la construcción y parte del desarrollo técnico. Por lo que la participación accionaria quedará distribuida en 54% para la CFE y 46% para el inversionista privado.
La estructura financiera contempla una combinación de capital y deuda: 20 a 30% en capital y 70 a 80% en financiamiento, en tanto que el vehículo de inversión incluye contratos vinculantes como fideicomisos, acuerdos de aportación, contratos EPC, de operación y mantenimiento (O&M), y administración. La CFE absorberá el 70% de la energía generada mediante contratos PPA, mientras que el 30% restante podrá comercializarse a terceros o en el mercado.
«Los lineamientos de esta nueva figura definen reglas precisas que brindan certidumbre jurídica a la inversión privada», destacó Luz Elena González Escobar, secretaria de Energía de México.
Los proyectos están integrados al Plan de Inversión en Infraestructura para el Desarrollo con Bienestar 2026–2030, con un presupuesto general de 5.6 billones de pesos, del cual el sector energético representa el 54%, posicionándose como el motor clave del crecimiento nacional.
La convocatoria contempla un portafolio regionalizado de 6500 MW de nueva capacidad renovable, al que se suman proyectos ya en desarrollo por parte de la CFE. Las tecnologías priorizadas son fotovoltaica, eólica y termosolar, distribuidas en siete regiones del país:
Noroeste: 1000 MW solares.
Noreste: 2260 MW, integrados por 70 MW fotovoltaicos y 2190 MW eólicos, posicionándose como el mayor bloque eólico del esquema.
Región Occidental: Se prevén 1540 MW, compuestos por 1140 MW solares y 400 MW eólicos.
El Oriente contará con 600 MW, distribuidos en 400 MW fotovoltaicos y 200 MW eólicos.
Norte: se instalarán 270 MW solares, mientras que en la región Peninsular se contemplan 470 MW fotovoltaicos.
Baja California sumará 360 MW, integrados por 200 MW solares, 100 MW termosolares y 60 MW eólicos, siendo la única región con participación de tecnología solar térmica.
Adicionalmente, la CFE impulsa dos proyectos fotovoltaicos estratégicos: Concepción Mendizábal, con 858 MW en el Noreste, y Cerro Prieto, de 215 MW, actualmente en construcción en Baja California. En conjunto, representan 1073 MW de capacidad adicional ya en proceso de desarrollo.
El diseño contractual contempla mecanismos de protección para asegurar la no consolidación de activos ni pasivos por parte del Estado, manteniendo el control estratégico en manos públicas.
Asimismo, la convocatoria establece criterios estrictos de evaluación y se valorará la experiencia del inversionista en proyectos renovables y almacenamiento, capacidad técnica y financiera, nivel de avance del proyecto (ready-to-build), estructura de gobierno corporativo, modelo económico y TIR indicativa. Las empresas también deberán demostrar capacidad de absorción de riesgos y costes adicionales por contingencias.
El proceso de registro para empresas interesadas está abierto hasta el 20 de febrero mediante la Ventanilla Única de Energía. En esta etapa se solicita documentación técnica, financiera, permisos en trámite, estudios ambientales y de interconexión. Luego seguirán fases de revisión técnica, presentación de propuestas, evaluación, firma de contratos y cierre financiero. La fase de construcción iniciará en noviembre de 2026 y se prevé que los proyectos entren en operación entre 2028 y 2029. El esquema incluye revisiones técnicas, modelos financieros, estudios de impacto ambiental y social, y validación de capacidad técnica y económica de los proponentes.
Este modelo se suma al reciente anuncio de la CFE de invertir 29.000 millones de pesos nexicanos para desplegar más de 1560 MW renovables y de almacenamiento, que refuerzan la visión del Gobierno de avanzar hacia una matriz limpia, robusta y descentralizada.
“Invitamos a todos los actores del sector energético a presentar sus propuestas, sin excluir a nadie”, afirma la secretaria González Escobar, quien encabezó la presentación junto a representantes de la banca de desarrollo y asociaciones empresariales.
Guatemala movió una ficha clave en la transición energética de América Central y lanzó su hoja de ruta energética hasta 2040 durante un summit organizado por la Asociación de Generadores con Energía Renovable (AGER), el cual también fue escenario de un acuerdo inédito: la creación de ARCA, la primera alianza regional de asociaciones de energías renovables de Centroamérica y el Caribe.
El documento nacional presentado por AGER define cómo Guatemala proyecta alcanzar un 80% de generación renovable antes de 2035, sumar 1000 MW de nueva capacidad y lograr cobertura eléctrica universal en áreas rurales para 2032. Además, plantea una modernización integral del sistema eléctrico con foco en la transmisión, el almacenamiento y el financiamiento verde.
Y con la firma de esta plataforma conjunta —integrada por Guatemala, El Salvador, Honduras, Costa Rica, Panamá y República Dominicana—, se abre la puerta a la coordinación técnica, regulatoria y financiera entre países, en un contexto en el que la demanda energética regional crece aceleradamente y los compromisos climáticos exigen respuestas estructurales.
“La hoja de ruta no es un diagnóstico más. Es una agenda concreta para ejecutar la transformación que venimos postergando”, sostuvo Alfonso González, presidente de AGER, en el acto de apertura.
El plan se estructura en tres fases de ejecución: preparación (2026–2030), centrada en reformas normativas, diseño de esquemas financieros y nuevas licitaciones; transformación (2031–2035), con foco en infraestructura, incorporación de renovables y electrificación rural; y consolidación (2036–2040), donde se prevé la adopción de tecnologías de almacenamiento, bonos de carbono vinculados al sector energético y mecanismos de resiliencia frente a eventos climáticos extremos.
La estrategia gira sobre cinco ejes principales: expansión de la generación renovable, desarrollo de la red de transmisión, acceso universal, eficiencia energética e institucionalidad. También propone mecanismos de mercado, mayor certidumbre regulatoria y coordinación interinstitucional como condiciones clave para su implementación.
Tanto la hoja de ruta como la alianza regional surgen en un momento crítico. Guatemala aún no explota el 88% de su potencial renovable, pero ya enfrenta limitaciones en su sistema eléctrico por falta de planificación e inversión en infraestructura.
La creación de ARCA, por su parte, sienta las bases para unificar agendas técnicas y normativas, lo que podría facilitar licitaciones coordinadas, homologación de estándares y acceso a financiamiento multilateral con escala regional.
“La región necesitaba una arquitectura de cooperación más formal, más estratégica. Hoy esa arquitectura existe y se llama ARCA”, afirmó Astrid Perdomo, directora ejecutiva de AGER, al anunciar el acuerdo.
El SER 2026 también convocó a voces internacionales que reforzaron el mensaje de urgencia y oportunidad. Diego Mesa Puyo, exministro de Energía de Colombia, señaló que el sector energético debe dejar de reaccionar y empezar a anticiparse. Desde Siemens, Patrice Rimond compartió avances en digitalización de redes. Y Christopher Barry, de Linea Energy, presentó un caso de integración de energía solar en procesos industriales de alta escala.
Por su parte, la presidenta ejecutiva del BCIE, Gisela Sánchez, advirtió que la transición energética sin inversión es solo un discurso y llamó a priorizar proyectos bancables y con impacto territorial.
Los dos grandes anuncios —la hoja de ruta nacional y la alianza regional— dejaron al SER 2026 con una conclusión clara: la transición energética dejó de ser una conversación técnica y pasó a ser una decisión política y económica urgente.
“Pasar del diagnóstico a la ejecución no es una opción. Es el único camino”, concluyó Perdomo.
El proyecto Vicuña, la alianza estratégica conformada formalmente hace un año entre la australiana BHP y la canadiense Lundin Mining, acelera la inversión en el proyecto de cobre, oro y plata en la provincia de San Juan y tiene previsto para este año desembolsar US$ 790 millones, duplicando la cifra de 2025. Más de 300 proveedores y unas 1.000 personas ya trabajan en el lugar, a unos 5.000 metros de altura.
Vicuña Corp presentará antes que termine el primer trimestre su Informe Técnico Integrado. Este documento unificará el desarrollo de los yacimientos Josemaría y Filo del Sol en un solo plan operativo, optimizando infraestructuras y procesos bajo un esquema de escala inédito en la Argentina.
El informe no solo ajustará los detalles de ingeniería minera, sino que validará las proyecciones sobre su vida útil que, dada la riqueza geológica de ambos depósitos, podría extenderse hasta los 70 años de explotación. Esta longevidad es lo que permitió al proyecto postularse al RIGI bajo la categoría de Proyectos de Exportación Estratégica de Largo Plazo (PEELP), la cual exige una visión de desarrollo que trasciende las tres décadas y garantiza estabilidad por 40 años.
En términos financieros, el informe podría superar los US$ 15.000 millones estimados inicialmente, situando la cifra final incluso cerca de los US$ 20.000 millones. Actualmente, Vicuña ya es considerado uno de los 10 proyectos de cobre más importantes del mundo, lo que explica la magnitud del desembolso que la convertiría en la mayor inversión extranjera directa.
Vicuña y la inversión 2026
Mientras se definen los números finales y su esquema de financiamiento, la actividad en la alta cordillera sanjuanina se acelera tal como se pudo constatar en una visita de la que participó EconoJournal. Para el presente ejercicio 2026, la empresa proyecta una inversión de US$ 790 millones, lo que representa casi duplicar los desembolsos operativos realizados durante 2024. Más de 300 proveedores y más de 1000 trabajadores participan de ese ecosistema en alta montaña.
El flujo de capital sostiene la actividad de nueve equipos de perforación -seis de ellos actualmente del lado chileno- y se está volcando a la construcción de tramos estratégicos del camino de acceso, estudios de suelo para la línea eléctrica y la expansión de la capacidad logística en los campamentos base, entre otras tareas.
Un punto crítico del informe integrado será la resolución de la logística de salida. Al tratarse de un sistema con continuidad geológica en el límite internacional, se evalúa la posibilidad de utilizar infraestructura portuaria en Chile, lo que otorgaría una ventaja competitiva en costos de transporte hacia los mercados asiáticos.
Asimismo, el informe detallará el plan de energización de los yacimientos, buscando la transición desde los actuales equipos diésel hacia una matriz de energía eléctrica de alta tensión y fuentes renovables. Por lo pronto se avanza en la ingeniería del tendido de más de 250 kilómetros de una línea de alta tensión que se vincule con la Estación Transformadora Rodeo, del sistema interconectado.
Integración Josemaría y Filo del Sol
La comparación de recursos minerales sitúa a Vicuña entre los diez activos mas importantes a nivel mundial y largamente por encima del portfolio dentro de San Juan. Entre Josemaría y Filo del Sol, el proyecto ya cuenta con más de 12 millones de toneladas de cobre, 32 millones de onzas de oro y 659 millones de onzas de plata.
Estos números representan un piso técnico, ya que Filo del Sol —considerado el descubrimiento de cobre más importante de los últimos 30 años— aún no encontró sus límites geológicos y continúa en etapa de exploración activa. El año pasado se realizaron 65.000 metros lineales de perforación, con un pozo record de mas de 2.000 metros de longitud.
El cronograma de hitos técnicos muestra realidades complementarias: Josemaría es el activo más avanzado, con Declaración de Impacto Ambiental (DIA) aprobada y en fase de preconstrucción tras dos décadas de inversión. Filo del Sol, en tanto, se encuentra en etapa de prefactibilidad, pero con leyes (concentración de metal en roca) que lo posicionan como un depósito de clase mundial, aportando la escala necesaria para justificar la integración.
Un dato que el Informe Integrado terminará de modelar es el potencial de Filo del Sol. Desde el hito del ‘Pozo 41’ —el pozo descubridor que reveló datos promisorios sobre la profundidad del yacimiento— la exploración no ha encontrado límites.
Los 20 geólogos que hoy perforan a más de 5.000 metros de altura trabajan sobre la premisa de que Filo del Sol es tres veces más grande que Josemaría, lo que otorga la flexibilidad necesaria para proyectar una explotación multigeneracional.
El aporte laboral a la provincia
En cuanto al impacto laboral, el incremento de la dotación será progresivo y masivo. La empresa ya está ejecutando programas de capacitación en comunidades como Iglesia y Jáchal, preparando mano de obra calificada en rubros que van desde la operación de perforadoras hasta servicios de hospitalidad. La demanda de empleo, tanto directo como indirecto, será uno de los motores más potentes para la provincia durante la fase de construcción que se avecina.
El manejo del recurso hídrico y el plan de gestión social también ocuparán capítulos centrales en el reporte de este trimestre. Bajo la lupa de los estándares internacionales de BHP y Lundin, el proyecto busca certificar procesos de alta eficiencia hídrica, contemplando incluso la posibilidad de incorporar agua desalinizada en etapas futuras del proceso industrial para minimizar el impacto en las cuencas locales.
Al formalizar su ingreso al RIGI a fines de 2025, Vicuña Corp. confirmó un compromiso de inversión inicial de US$ 2.000 millones para los primeros 24 meses. Esta cifra cumple con el requisito del 20% de inversión mínima que exige la ley para proyectos estratégicos, demostrando la intención de los accionistas de acelerar los plazos de ejecución apenas se obtengan las aprobaciones regulatorias finales.
Con la presentación del Informe Técnico Integrado, Vicuña cerrará su etapa de diseño para abrir paso a la ejecución definitiva. Lo que hoy es una expedición logística a 10 horas de San Juan y a 5.000 metros de altura, se encamina a ser el complejo minero más grande del Cono Sur.
La magnitud de Vicuña se dimensiona al contrastar sus recursos con los otros megaproyectos que hoy buscan el horizonte del RIGI. Mientras que Los Azules (McEwen Copper) reporta recursos por 10,2 millones de toneladas de cobre y el histórico yacimiento El Pachón (Glencore) se sitúa en torno a los 15 millones de toneladas, el ecosistema de Vicuña ya computa un piso de 12,4 millones de toneladas de cobre contenido.
La diferencia estratégica, sin embargo, radica en el potencial de expansión ya que mientras los otros depósitos tienen sus límites mayormente delineados, Filo del Sol aún no encontró el final de su mineralización. Esto permite proyectar que el inventario conjunto superará largamente a cualquier otro activo sanjuanino.
Gonvarri Solar Steel acelera su expansión en Latinoamérica y define a Argentina como uno de próximos mercados clave en su estrategia regional. Tras lograr más de 30 GW en trackers entregados a nivel global, de los cuales 8 GW corresponden a LATAM, la compañía apunta a su trayectoria para establecer más relaciones sólidas con empresas del mercado.
“El objetivo para 2026 es comenzar a cerrar acuerdos con players dentro del país”, indicó Cristhian Romero, BDM LATAM de Gonvarri Solar Steel, quien considera que la estructura del mercado argentino, basada en inversión local, se alinea con la visión de largo plazo de la empresa.
La firma tiene en la mira a los EPCs, utilities e inversores más relevantes del país. El objetivo es iniciar vínculos desde etapas tempranas, permitiendo una mayor cercanía con los proyectos en todo momento: “Estamos trabajando en Argentina en poder comenzar a vincularnos a los proyectos desde una etapa inicial, desde la parte de ingeniería y desarrollo, para cuando ya se llegue al tender, que el cliente sepa nuestro valor agregado, además de ofrecer el servicio de postventa el cual es bastante cercano”, remarcó Romero.
El modelo de Gonvarri Solar Steel busca no solo vender productos, sino establecer relaciones de confianza a largo plazo; visión que se ve respaldada por la solidez financiera del grupo Gonvarri Industires, con casi 70 años de trayectoria en la industria del acero y más de 20 en el ámbito fotovoltaico: “Nuestro enfoque va actualmente en generar el contacto con empresas y que nos consideren dentro de esos proyectos como un player que le va a dar las garantías que requieren”, remarcó el especialista.
Ese mismo enfoque de crecimiento le ha permitido consolidarse en mercados como Chile y Perú. En el primero de ellos ya superó el hito de 1 GW de trackers entregados; mientras que en Perú, dónde ya han suministrado grandes proyectos desde 2012, actualmente suministran los seguidores solares para el proyecto fotovoltaico más grande del país, de 480 MW de capacidad.
Ambos casos reflejan un proceso de expansión sostenido desde 2010, cuando la compañía comenzó a operar con trackers en LATAM.
A ese respaldo institucional se suma un servicio de postventa robusto, con personal propio en LATAM: “Esto refuerza la cercanía y retroalimentación con los clientes que demanda el mercado. La propuesta incluye, entre otros puntos clave, monitoreo constante de las instalaciones y la actualización de software de seguimiento”, afirmó el BDM LATAM de Gonvarri Solar Steel.
Portfolio de soluciones: trackers, estructuras fija, control de seguimiento propio y AgriPV
La compañía opera como una plataforma multi-producto, capaz de atender tanto el segmento utility scale como el sector comercial e industrial. a nivel regional. El portafolio incluye el seguidor solar 1P, TracSmarT+1P, una solución versátil ampliamente distribuida en la región, y el recientemente lanzado
TracSmarT+2P, que ofrece configuraciones de 1 y 2 strings con hasta 41 metros por fila: Este último modelo combina la robustez del diseño “Compact” con mayor flexibilidad para distintos layouts y condiciones de terreno, ofreciendo seguridad estructural, estabilidad operativa y eficiencia energética.
TracSmarT+ System, su control de seguimiento propio con el que ya controlan y monitorizan plantas fotovoltaicas por todo el mundo. Éste clave para seguir avanzando con paso firma hacia un ecosistema todavía más robusto hacia sus clientes.
Además, ambos incorporan el diseño de la línea AgriPV by Solar Steel, alineándose con normativas europeas para proyectos de agricultura avanzada y ganadería. Su ground clearance de hasta 2,1 metros permite integrar cultivos o actividades pecuarias sin comprometer el rendimiento de la planta fotovoltaica.
“El catálogo se completa con estructuras fijas adaptadas tanto a grandes proyectos como al sector C&I, consolidando a Solar Steel como un actor con capacidad técnica y flexibilidad para adaptarse a diversas necesidades”, complementó Romero.
Con su mirada puesta en Argentina, Gonvarri Solar Steel apuesta a escalar su presencia en Latinoamérica a través de una estrategia basada en cercanía, trayectoria y soluciones innovadoras. El 2026 será, sin dudas, un año de definiciones clave para su posicionamiento regional.
Grenergy dio un nuevo paso en el desarrollo de su proyecto insignia en Chile al impulsar la cuarta fase de Oasis de Atacama, una de las iniciativas de energía solar con almacenamiento más ambiciosas de América Latina. La cuarta etapa, denominada Gabriela, incorpora 272 MW de capacidad solar fotovoltaica y 1,1 GWh de almacenamiento en baterías (BESS).
Esta fase representa aproximadamente una décima parte del proyecto completo, que contempla 2 GW de energía solar y 11 GWh de almacenamiento, posicionándose como un referente regional en la integración de tecnologías para la flexibilidad del sistema eléctrico.
Al igual que en las tres primeras fases, el fabricante español Ingeteam suministró los inversores fotovoltaicos, reforzando una alianza tecnológica que también se extenderá a la sexta etapa del proyecto. En tanto, el proveedor chino CATL participará como suministrador de los sistemas de almacenamiento en fases posteriores.
En el plano financiero, Gabriela fue vendida en septiembre pasado al inversor en infraestructura CVC DIF, filial de la gestora de activos CVC, por un monto de hasta US$475 millones. El acuerdo incluye, además, que Grenergy continuará a cargo de los servicios de operación y mantenimiento por un período de cinco años, asegurando continuidad operativa y transferencia de know-how.
Con la energización de esta cuarta fase, Oasis de Atacama entra en su tramo final: solo restan dos etapas para completar el proyecto. Las tres primeras fases, que en conjunto suman 451 MW solares y 2,5 GWh de almacenamiento, ya fueron puestas en marcha el año pasado. El complejo se emplaza en el desierto de Atacama, una de las zonas con mayor radiación solar del mundo, clave para el desarrollo de proyectos renovables a gran escala en Chile.
Oasis de Atacama se ha convertido en el eje central de la estrategia de crecimiento de Grenergy hacia 2027. En paralelo, la compañía avanza con otros desarrollos solares con almacenamiento. Uno de ellos se ubica en la región del Biobío, en la zona centro-sur de Chile, donde ya comenzó la construcción de un proyecto de 340 MW fotovoltaicos y 960 MWh de almacenamiento, cuya entrada en operación comercial está prevista para 2027.
El plan se completa con una iniciativa en Castilla-La Mancha, España, que contempla 200 MW de capacidad solar y 704 MWh de almacenamiento, reforzando la apuesta del grupo por replicar el modelo de plantas híbridas en mercados estratégicos.
Con estos avances, Grenergy busca posicionarse como uno de los actores clave en el despliegue de energía solar gestionable, un segmento cada vez más relevante para acompañar la transición energética y responder a los desafíos de estabilidad y flexibilidad de los sistemas eléctricos.
El Ministerio de Minas y Energía de Colombia abrió una convocatoria por 104 mil millones de pesos destinada a financiar proyectos energéticos sostenibles en municipios donde se desarrollan actividades extractivas de recursos naturales no renovables. Esta asignación proviene del Sistema General de Regalías (SGR) y busca consolidar una política de transición energética con foco territorial.
Cada proponente podrá presentar un único proyecto, con una asignación máxima de 5000 millones de pesos. Las iniciativas deberán centrarse en generación a partir de Fuentes No Convencionales de Energía Renovable (FNCER), comercialización de energía renovable, eficiencia energética o ampliación de cobertura eléctrica en zonas con servicio precario o sin acceso.
La convocatoria está restringida a los municipios definidos en la Resolución 40599 de 2025, que incluye más de 250 localidades en 27 departamentos. Entre ellos se encuentran Yondó, Supía, Puerto Gaitán, La Jagua de Ibirico, Santa Rosa del Sur, Cúcuta, Neiva, Uribia, Tarazá, San Vicente de Chucurí y Remedios, entre muchos otros.
La propuesta busca reorientar parte de los recursos generados por la explotación de minerales e hidrocarburos hacia obras de infraestructura energética con impacto directo. Se trata de zonas que, a pesar de ser productoras de recursos, presentan déficits estructurales en calidad del servicio eléctrico o baja penetración de tecnologías limpias.
Esta convocatoria se enmarca en un contexto de fuerte dinamismo regulatorio para el sector. La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) dio inicio al proceso de convocatoria de una nueva subasta del Cargo por Confiabilidad, que cubrirá el periodo 2029-2030. El objetivo es asegurar capacidad firme suficiente para respaldar la demanda, especialmente con proyectos que incorporen energías renovables despachables.
Además, Colombia se prepara para su primera subasta de largo plazo para energías renovables, prevista para 2026. Esta permitirá contratos bilaterales entre generadores y comercializadores, lo que facilitará la estructuración financiera de proyectos en FNCER.
También se actualizó recientemente una norma estructural del mercado eléctrico, después de más de una década sin cambios. Esta modificación habilita un entorno más adecuado para la participación de la demanda, la generación distribuida y la integración masiva de fuentes intermitentes como la solar o la eólica.
La convocatoria del Ministerio se convierte así en un instrumento clave para cerrar brechas energéticas desde los territorios. Los recursos podrán ser utilizados tanto para sistemas aislados como para conexión a redes existentes, favoreciendo soluciones adaptadas a las condiciones locales.
Los entes habilitados para presentar proyectos son entidades territoriales, empresas públicas, mixtas o comunitarias. El proceso evaluará aspectos técnicos, económicos y sociales, con criterios de impacto, sostenibilidad y viabilidad.
La disponibilidad del fondo y el carácter limitado de la convocatoria —un solo proyecto por municipio— obligan a los proponentes a priorizar iniciativas estratégicas, con capacidad de escalar y replicarse. El uso de recursos de regalías para energías limpias marca una dirección concreta en la ejecución territorial de la transición energética.
El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, se reunió el martes de la semana pasada con exintendentes del Movimiento Popular Neuquino (MPN) y dio los primeros pasos para empezar a trazar la estrategia de reelección para el 2027.
Por ahora, el acercamiento no implica necesariamente una vuelta al partido, sino abrirle los brazos a que los referentes territoriales se integren a su frente, La Neuquinidad, y evitar la dispersión de votos en un escenario que podría complicarse si La Libertad Avanza juega fuerte en algunos de los principales municipios.
El encuentro se realizó en Aluminé, en la zona centro de la provincia, donde el actual jefe de bloque del MPN, Gabriel Álamo, actuó de anfitrión. Hubo unos 45 exintendentes y también estuvieron presentes el jefe de Gabinete, Juan Luis “Pepé” Ousset, y el exdiputado nacional Osvaldo Llancafilo, quien ahora empezará a trabajar “cerca” del ministro, según se anunció en ese almuerzo.
Figueroa brindó su análisis de las legislativas del 2025, que lo relegaron al segundo lugar por el triunfo del espacio libertario, y de lo que viene para el 2027 y aún el 2031.
Por la reelección
Está claro que el gobernador irá por su reelección y que necesitará “todos los votos que pueda conseguir”, según revelaron fuentes que asistieron a la reunión.
La estrategia apunta a habilitar la competencia en los municipios, pero siempre bajo el paraguas de la candidatura de Figueroa. Es decir, los dirigentes del MPN que quieran disputar su regreso a la intendencia pero que no sean ungidos como candidatos del oficialismo, podrán armar listas colectoras para plegarse a la figura del gobernador.
El objetivo es que la puja por los municipios implique sumar votos y no genere una división del electorado.
Figueroa empezó a diseñar su estrategia de reelección.
Figueroa le ganó en el 2023 por apenas 10.171 votos al candidato del MPN, Marcos Koopmann. Si La Libertad Avanza llegara a generar un armado competitivo el año que viene, contar con el caudal de votos del partido provincial antes hegemónico será clave para el gobierno, en especial en localidades del interior donde se empezó a “llenar de leones”, según advirtieron en la reunión del martes pasado. Sin 2027, no hay 2031, se coincidió.
La ronda de reuniones continuará esta semana con los intendentes propios de La Neuquinidad y los diputados del espacio de Figueroa. En marzo se repetirá el encuentro con los representantes del MPN para empezar a definir nombres para la interna partidaria que se disputará este año.
La interna del MPN
El Movimiento Popular Neuquino debe ir a elecciones este 2026 para renovar su conducción, un engranaje que abarca, en total, 662 cargos en toda la provincia.
El mandato de Omar Gutiérrez como presidente del partido vencerá en septiembre y es casi una certeza que no buscará retener el lugar que ocupa desde el 2018. El exgobernador está alejado de la política y más cerca de Buenos Aires que de Neuquén.
En el caso de Jorge Sapag, quien hoy está formalmente al frente de la Convención partidaria, también es casi seguro de que allanará el camino para que otros tomen la posta. Tras la derrota electoral de 2023, a ambos les reclamaron volver a movilizar el partido y discutir internamente los motivos que lo llevaron a perder la elección a manos de Figueroa, pero no hubo tal autocrítica. “Ahora nadie puede decir nada”, dijo uno de los exintendentes que participó el martes de la reunión con el gobernador.
En ese encuentro, se planteó la conveniencia de “consensuar” una lista de unidad para no ir a una competencia que pueda “matar lo mucho o poco que pueda quedar” del MPN. No quita que algún sector busque participar de la interna, sea para los cargos provinciales o para las seccionales que representan a las ciudades, pero quedará en un lugar marginal.
Figueroa reiteró esta semana que no es su intención volver al partido del que aún es afiliado, pero se especula con que algún dirigente cercano pueda liderar la estrategia. En el almuerzo en Aluminé le consultaron si el candidato para presidir el partido podía llegar a ser José “Pepé” Ousset, su jefe de Gabinete y mano derecha. Hubo un silencio y el gobernador contestó: “No sé, vamos a ver”.
Figueroa define con las empresas petroleras cómo financiar proyectos de infraestructura en Vaca Muerta.
Operativo gestión
Los diputados de La Neuquinidad también reconocen que este año “es netamente electoral”. La Legislatura no retomará su actividad hasta fines de febrero, cuando se realice la sesión preparatoria antes de la apertura de sesiones, el 1 de marzo, pero varios de los referentes de Figueroa pasan el verano entre aniversarios de ciudades, recorridas de obra y reuniones políticas. “Yendo al terreno”, como es la jerga.
El desafío autoimpuesto es visibilizar la inversión de obra pública en la provincia, que es mucha, pero sospechan que no está del todo reconocida. “Tenemos que lograr que se vea, hacer un esfuerzo mayor para mostrar lo que se está haciendo”, reconoció el jefe de Comunidad, Ernesto Novoa.
Neuquén acarrea un gran retraso de infraestructura porque las anteriores administraciones no invirtieron suficiente y porque el desarrollo de Vaca Muerta es también una carrera contra el tiempo: crea necesidades más rápido de lo que la gestión pública puede resolver.
El gobierno de Figueroa tiene en licitación y ejecución más de 600 kilómetros de asfalto nuevo para rutas provinciales y las obras viales se llevarán este año un tercio del billón de pesos que se presupuestó para infraestructura.
Sin embargo, las que deben resolver el cuello de botella que genera la actividad hidrocarburífera entre Neuquén y Añelo son las que avanzan más lento: es probable que hacia fines del mandato, Figueroa pueda contar con la circunvalación de la Ruta 7, pero el bypass de 51 kilómetros que financiarán las empresas petroleras para desviar todo el tránsito pesado hacia los yacimientos, por ahora, está en etapa embrionaria.
Shell Argentina anunció la “puesta en marcha exitosa y sin incidentes” de un nuevo sistema de procesamiento avanzado de hidrocarburos en Bajada de Añelo (Vaca Muerta) con una capacidad de procesar hasta 20.000 barriles diarios de petróleo y 2,5 millones de metros cúbicos de gas.
El Early Processing System (EPS) consiste en una planta EPF (Early Processing Facility), sistemas de separación y gathering (acumulación), dos plantas de recuperación de vapor, sistemas de abastecimiento energético, oleoductos y gasoductos de evacuación, wellpads y otra infraestructura.
Germán Burmeister, presidente de Shell Argentina, Chile y Uruguay, explicó al respecto que “Este hito es fundamental en nuestros planes de desarrollo de Bajada de Añelo ya que nos permitirá ampliar la capacidad de procesamiento y producción de petróleo y gas en el área y profundizar nuestro conocimiento de la ventana de transición de Vaca Muerta”.
A través de un innovador sistema de automatización, el diseño de la planta busca optimizar la performance de procesamiento y producción de petróleo y gas, maximizar la eficiencia energética y lograr un máximo cuidado de la seguridad y el ambiente.
Más de 1.500 personas fueron empleadas directa e indirectamente en su construcción y más de 140 contratistas y subcontratistas, mayormente locales, participaron del proyecto, informó la Compañía.
Bajada de Añelo es un bloque de ~200 km2 en la ventana de transición entre el crudo volátil y el gas húmedo, con un amplio potencial de recursos técnicamente recuperables de 300-400 millones de barriles y 2 tcf de gas. Shell Argentina cuenta con 50 % de participación y la operación del bloque, con YPF (50 %) como socia.
Datos relevantes del proyecto:
Capacidad en diseño original de la planta: 15.000 barriles diarios de petróleo y 2 millones de m3 de gas. Capacidad en diseño ampliado: 20.000 barriles diarios de petróleo y 2,5 millones de m3 de gas. La capacidad utilizada hoy es de aproximadamente el 50 % (8.000 barriles y 1.2 Mm3).
Los pozos activos hoy en Bajada de Añelo son 15. Se proyecta perforar 7 en 2026 y otros 4 en 2027.
La construcción de la EPS fué sin incidentes ambientales o a las personas (Goal Zero). La puesta en marcha en Septiembre/Octubre 2025 resultó exitosa, y también sin incidentes a personas o ambiente, con un acelerado ramp-up (subida) de producción al mismo tiempo.
Con su diseño de avanzada busca reducir emisiones (flare reducido, VRU), reducir la exposición a incidentes durante la construcción (por módulos para reducir soldaduras necesarias), también la exposición a incidentes ambientales durante la operación (con un sistema de automatización de pozos para regular automáticamente y de manera remota la seguridad de los pozos). Además, maximizar la eficiencia energética con la reutilización de gas para generar energía eléctrica para abastecer a la planta.
En la estrategia de Shell en Vaca Muerta el desarrollo de Bajada de Añelo complementa las posiciones de la compañía en la ventana de petróleo (Sierras Blancas, Cruz de Lorena, Coirón Amargo Sur Oeste) con un primer paso en la transición de petróleo volátil y gas rico.
“Es un hito clave para el desarrollo del área ya que brindará capacidad de procesamiento en el bloque y nos permitirá continuar el de-risking monetizando los recursos de este bloque en la ventana de transición de crudo volátil a gas húmedo, complementaria con nuestros otros desarrollos”, destacó la Compañía.
Shell planea concretar 11 nuevos pozos en Bajada de Añelo.
La empresa Shellinauguró esta semana un nuevo sistema de procesamiento (Early Processing System – EPS) con capacidad de procesar hasta 20.000 barriles diarios de petróleo y 2,5 millones de metros cúbicos de gas por día en Bajada de Añelo, un bloque de Vaca Muerta que comparte con YPF en un 50%.
Lejos de los rumores que habían circulado, la compañía ratificó sus planes de desarrollo para continuar sus operaciones en Vaca Muertadonde planea invertir este año unos US$700 millones y anunció la ejecución de siete pozos para 2026 y cuatro en 2027 que le permitirían a la nueva planta operar al 100% de su capacidad.
La petrolera multinacional, que opera cuatro bloques en la Cuenca Neuquina y se ubica como el quinto operador, puso en funcionamiento el nuevo sistema que incluyó la construcción de una planta EPF (Early Processing Facility) que permite hacer la separación de crudo, gases y agua provenientes de 15 pozos de Bajada de Añelo.
Con una superficie de 630.000 metros cuadrados, la EPF se extiende a 27 kilómetros al norte de la localidad de Añelo sobre la Ruta provincial 7 y en un área que la ubica al norte de La Calera y al sur de Bandurria Norte. EconoJournal recorrió las instalaciones que comenzaron a funcionar a fines de diciembre y que actualmente operan a un 50% de su capacidad permitiendo obtener crudo liviano y gas.
Durante la recorrida, Germán Burmeister, presidente de Shell Argentina, enfatizó en que este nuevo EPS es un hito para la compañía que permitirá apuntalar el crecimiento en Bajada de Añelo “ya que podremos ampliar la capacidad de procesamiento y producción de petróleo y gas en el área y profundizar nuestro conocimiento de la ventana de transición de Vaca Muerta”.
Las instalaciones cuentan con un diseño modular que permite ejecutar futuras ampliaciones y están diseñadas bajo un programa de bajas emisiones que incluye la instalación de una antorcha de flare (quema) que reduce emisiones de carbono al incorporar oxígeno para favorecer una combustión completa. Además, implementó un sistema de Vapor Recovery Unit que recupera vapores de los tanques de petróleo para reincorporarlos a la producción.
Sebastián Regis, Gerente de Operaciones de Shell en Neuquén, agregó que “la parte más crítica de una planta es el arranque. Esta es una planta nueva donde se introduce petróleo a alta presión, donde siempre hay peligros o algún riesgo de tener incidentes y tuvimos un inicio ejemplar que fue reconocido a nivel mundial en Shell como un arranque impecable, sin incidentes”.
La EPS tiene una superficie de 630.000 m2 y se ubica a 27 kilómetros al norte de Añelo.
Shell Argentina y sus planes de crecimiento en Argentina
En conversación con este medio, el presidente de Shell Argentina aseguró que “nuestros planes de inversión continúan. Hicimos esta planta el año pasado y seguimos perforando. Estamos con el foco en seguir creciendo y ojalá el precio del petróleo ayude”.
En este marco, puntualizó que este año el desarrollo estará puesto en La Escalonada y Rincón de la Ceniza (dos áreas que YPF adquirió a TotalEnergies recientemente y donde Shell tiene el 45%) y Bajada de Añelo, donde planean concretar 11 nuevos pozos para 2027. Además de este último bloque, Shell opera en Vaca Muerta Sierras Blancas, Cruz de Lorena y Coirón Amargo Sur Oeste.
De esta manera, la compañía ratificó sus intenciones para seguir operando en la Cuenca Neuquina y desmintió versiones de una supuesta revisión de su portfolio que incluía una salida de Argentina. En efecto, el jueves, Wael Sawan, CEO de Shell, y Sinead Gorman, el CFO, dieron por tierra la versión de que sostenía que la petrolera mantenía negociaciones para la venta de sus activos en Vaca Muerta, tal como había informado la agencia Reuters el 22 de enero.
El desafío de sostener la competividad incluso con el crudo a la baja
Germán Burmeister, presidente de Shell Argentina.
Burmeister también se refirió a los desafíos que presentaría un petróleo a la baja, tal como había anticipado la Administración de Información Energética (EIA), y opinó que “hay una especie de consenso de que hay más oferta que demanda. Por otras razones, el petróleo no ha bajado, pero hay una sensibilidad a hacer las cosas bien para, si cae, seguir manteniendo las operaciones. Ese es el gran desafío que tenemos como industria porque es un factor que no controlamos y que genera un gran impacto en la generación de caja”.
En este sentido, sostuvo que “lo que tenemos bajo nuestro control es la competitividad porque es lo que nos da un ahorro” y afirmó que a nivel industria considera que “estamos por el buen camino aunque a veces se va más lento de lo que debería”.
Por último Burmeister enfatizó en la importancia de discutir este paradigma con todos los actores que participan en la cadena de valor y expresó que «ser más competitivo nos permitirá tener una industria mejor, que genere mayor riqueza y que esa riqueza se vuelque a la Argentina. Venimos de muchos años de ineficiencia y aún estamos lejos de Estados Unidos que es con quien nos comparamos».
EE.UU. lleva comprometidos más de US$ 30.000 millones para proyectos vinculados con los minerales críticos y tierras raras.
El gobierno de los Estados Unidos podría alcanzar una cifra superior a los US$ 100.000 millones entre financiamiento ya comprometido y nuevo para respaldar proyectos en toda la cadena de valor de los minerales críticos dentro del país y en el extranjero.
La clave está en una propuesta bipartidista que ingresó esta semana en el Congreso para incrementar sustancialmente el fondeo del Export-Import Bank (EximBank), la agencia federal que financia exportaciones para pequeñas, medianas y grandes empresas.
Justamente, en el acuerdo comercialentre la Argentina y EE.UU. firmado este jueves, el gobierno estadounidense se comprometió a trabajar con el EximBank y la Corporación Financiera Internacional para el Desarrollo (DFC) para considerar apoyar el financiamiento de inversiones en sectores críticos en Argentina.
Mayor fondeo para el EximBank
En concreto, en lo que va de la administración de Donald Trump fueron comprometidos fondos federales por más de US$ 30.000 millones en forma de cartas de interés, inversiones, préstamos y otros apoyos a lo largo de la cadena de valor de los minerales críticos, en asociación con el sector privado. El grueso de ese apoyo corrió por cuenta del EximBank, que ahora podría recibir una fuerte inyección de capital.
El senador del Partido Republicano, Kevin Cramer, y el senador del Partido Demócrata, Mark Warner, ingresaron el miércoles un proyecto de ley para autorizar un nuevo fondeo para que la agencia federal pueda seguir operando luego del 2026.
El proyecto contempla elevar la capacidad de préstamo del EximBank para los siguientes diez años en unos US$ 70.000 millones adicionales, pasando de un techo actual de US$ 135.000 millones prestables a US$ 205.000 millones.
Minerales críticos: los fondos ya comprometidos
El Departamento de Estado informó que el gobierno estadounidense lleva comprometidos poco más de 38.000 millones de dólares para el sector minero a través del EximBank, el Departamento de Energía, el Departamento de Guerra y la Corporación Internacional Financiera de Desarrollo.
El EximBank lideró con préstamos, cartas de interés y otros instrumentos por US$ 26.177 millones. El anuncio más reciente fue la aprobación de un préstamo por US$ 10.000 millones para fondear el proyecto Vault, una iniciativa que busca constituir una reserva estratégica de minerales críticos y tierras raras para garantizar el suministro a las industrias estadounidenses en caso de disrupciones en el abastecimiento.
La agencia lleva emitidas cartas de interés por unos US$ 14.800 millones. Una carta de interés es un instrumento no vinculante que expresa el interés general del banco en una transacción o proyecto propuesto. Por ejemplo, emitió un instrumento de este tipo por US$ 350 milliones para un proyecto de cobalto y níquel en Australia.
En paralelo, el Departamento de Energía comprometió US$ 7283 millones en respaldo a proyectos del sector privado para fortalecer las cadenas de suministro de minerales críticos y baterías en los EE. UU. La erogación más relevante fue un préstamo de US$ 2300 millones para el proyecto Thacker Pass de Lithium Americas, el principal proyecto de carbonato de litio del país.
Por otro lado, el Departamento de Guerra fue noticia en el último año por ingresar como accionista en empresas vinculadas con proyectos de extracción y refinamiento de tierras raras. Hasta el momento comprometió US$ 2378 millones en adquisiciones de equity, préstamos y otros apoyos.
Finalmente, la Corporación Financiera de Desarrollo lleva comprometidos US$ 1940 millones. Entre los préstamos concedidos destaca uno para un proyecto de extracción de tierras raras livianas y pesadas en Brasil por US$ 565 millones.
EE.UU. avanza en la creación de una zona comercial preferencial
El Canciller Quirno y el Vicesecretario de Estado Christopher Landau suscribieron un acuerdo de minerales críticos.
La disponibilidad de fondos será crucial en los planes de la administración de Donald Trump para conformar una zona comercial preferencial para los minerales críticos junto a países aliados.
El gobierno estadounidense suscribió esta semana con Argentina y otros países una serie de acuerdos en el marco de la Cumbre Ministerial de Minerales Críticos convocada por el Departamento de Estado de EE.UU. en Washington.
El vicepresidente de los EE.UU., J.D. Vance, y el secretario de Estado, Marco Rubio, explicaron que las empresas de los países que formen parte de esta área comercial tendrán acceso a precios mínimos para blindar a las inversiones en los proyectos mineros de cualquier volatilidad en los precios internacionales.
Por su parte, la Cancillería argentina informó la firma de un Instrumento Marco para el Fortalecimiento del Suministro en Minería y Procesamiento de Minerales Críticos que ratifica la asociación estratégica y el «compromiso con el desarrollo de un suministro seguro, resiliente y competitivo».
En tanto, la Embajada de los EE.UU. en la Argentina agregó que «ambos países movilizarán el apoyo de los gobiernos y del sector privado mediante subvenciones, garantías, préstamos e inversiones de capital para impulsar proyectos de minería y procesamiento».
También precisó que implementarán medidas para «establecer mercados de alto estándar con marcos de precios de referencia que protejan frente a políticas no basadas en el mercado y prácticas comerciales desleales».
El 25% de los pedidos ingresados ya se encuentra en instancia de inspección final
La distribuidora de gas Camuzzi informó que se registraron 2.000 solicitudes de conexión a la red de gas naturaldesde el lunes 5 de enero a la fecha, luego de la liberación oficial de factibilidades en todas las localidades abastecidas por el Gasoducto Cordillerano Patagónico. El dato refleja una fuerte demanda contenida en la región cordillerana, tras la normalización del sistema de transporte.
Según precisó Camuzzi, el 25% de los pedidos ingresados ya se encuentra en instancia de inspección final por parte del personal técnico de la empresa, etapa en la que se verifica que las instalaciones internas cumplan con la normativa vigente. En los casos en que la inspección resulte aprobada, los usuarios quedan en condiciones de solicitar la colocación del medidor para comenzar a recibir el suministro.
La importancia del Gasoducto Cordillerano Patagónico
La liberación de factibilidades fue posible a partir del trabajo conjunto entre Camuzzi, los gobiernos provinciales de Chubut, Neuquén y Río Negro, y las autoridades nacionales competentes. Esta articulación institucional permitió retomar y concluir la obra de potenciación del Gasoducto Cordillerano Patagónico, que había quedado inconclusa y había limitado el acceso al servicio en más de una veintena de localidades de la región, según precisaron desde la empresa.
Desde la compañía destacaron que la finalización de estas obras habilita una nueva etapa para el desarrollo energético y urbano de la zona, al permitir el acceso al gas natural a hogares que hasta el momento no podían conectarse a la red.
Cómo solicitar la conexión al gas natural
A diferencia de otros procesos de solucitud que comienzan por una inscripción en la web, el primer paso para solicitar la conexión al gas natural no se inicia con el pedido de un turno sino de la siguiente manera.
contactar a un instalador matriculado, único habilitado para diseñar y ejecutar la instalación interna, colocar los artefactos y garantizar el cumplimiento de las normas de seguridad vigentes. En efecto, el listado de instaladores matriculados se encuentra disponible en el sitio web de la distribuidora.
Una vez seleccionado el profesional, el instalador deberá realizar el proyecto y ejecutar la instalación interna de acuerdo con las condiciones técnicas y reglamentarias establecidas por el Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS).
El instalador matriculado debe solicitar a Camuzzi la inspección final de la instalación. Superada esa instancia, el usuario queda habilitado para solicitar la colocación del medidor y comenzar a utilizar el servicio de gas natural.
